Газоконденсаты Киринского газоконденсатного месторождения – перспективное сырье для нефтехимии Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 622.279.23/4

А.Е. Рыжов, Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова, Е.Б. Григорьев, И.М. Шафиев,

М.М. Орман, М.П. Гереш

Газоконденсаты Киринского газоконденсатного месторождения -перспективное сырье для нефтехимии

Освоение месторождений углеводородного сырья Сахалинского шельфа - одна из главных составляющих Восточной газовой программы ОАО «Газпром». Разработка Киринского газоконденсатного месторождения (ГКМ) является для Газпрома первоочередным объектом освоения Сахалинского шельфа и входит в проект «Сахалин-3». 27 сентября 2012 г. ООО «Газфлот» завершило строительство первой эксплуатационной скважины на данном месторождении. Промышленная добыча конденсата запланирована на первое полугодие 2013 г. [1].

В свете вышеизложенного исследование химической природы и направлений рационального использования конденсатов является особенно актуальным и своевременным.

В настоящей работе впервые представлены результаты комплексного физикохимического исследования газоконденсатов Киринского и Южно-Киринского ГКМ, включающие характеристику товарных свойств топливных фракций, а также рекомендации по рациональному использованию флюидов.

Объектами настоящего исследования явились конденсаты из следующих разведочных и поисковых скважин:

• конденсаты из скв. К-1, отобранные с разной глубины (1-3-й объекты разработки) и скв. К-2 (1-й объект) Киринского ГКМ;

• конденсаты из скв. Ю-К-1 (1-3-й объекты разработки) и скв. Ю-К-2 (1-2-й объекты разработки) Южно-Киринского ГКМ.

Все исследования выполнены в соответствии с существующими методиками, ГОСТ и Л8ТМ.

Физико-химическая характеристика конденсатов Конденсаты Киринского месторождения

Физико-химическая характеристика всех исследованных конденсатов приведена в табл. 1. Конденсаты из скв. К-1 Киринского месторождения (1-3-й объекты разработки) схожи между собой по физико-химическим свойствам и фракционному составу. По величине плотности (780,2-786,2 кг/м3) их можно отнести к типу тяжелых конденсатов - содержат твердые парафины в количестве 0,73-1,05 % масс. и смолы силика-гелевые - 0,08-0,10 % масс.

Конденсат из скв. К-2 Киринского месторождения (1 объект разработки) по величине плотности (755,0 кг/м3) и фракционному составу несколько легче конденсатов из скв. К-1. Конденсат выкипает в том же температурном интервале, но в его составе большее количество легких фракций, выкипающих до 100 °С, и меньшее содержание остатка. Сравнительная характеристика фракционных составов конденсатов Киринского месторождения приведена на рис. 1. Несмотря на тот факт, что конденсат из скв. К-1 1-го объекта несколько тяжелее (кривая 1), а конденсат из скв. К-2 несколько легче остальных (кривая 4), кривые фракционных составов конденсатов лежат достаточно близко друг к другу и имеют одинаковый характер.

Конденсаты из скв. К-1 также схожи между собой по групповому углеводородному составу дистиллятной части, выкипающей в интервале НК-300 °С, которая составляет

Ключевые слова:

газоконденсат,

фракционный

состав,

групповой

углеводородный

состав,

компонентный

состав,

бензиновые,

керосиновые,

дизельные

фракции,

газожидкостная

хроматография.

Keywords:

gas condensate,

fractional

composition,

the group's

hydrocarbon

composition,

component

composistion,

gasoline,

kerosene,

diesel fractions,

gas chromatography.

№ 1 (12) / 2013

Таблица 1

Физико-химическая характеристика конденсатов Киринского и Южно-Киринского ГКМ

Показатели Значения

№ скв., объект, глубина перфорации, м

Киринское месторождение Южно-Киринское месторождение

К-1, 1-й об., 2959-2984 К-1, 2-й об., 2933-2949 К-1, 3-й об., 2882-2903 К-2, 1-й об., 2973-2990 Ю-К-1, 1-й об., 2750-2760 Ю-К-1, 2-й об., 2680-2697 Ю-К-1, 3-й об., 2655-2669 Ю-К-2, 1-й об., 2789-2809 Ю-К-2, 2-й об., 2702-2738

Плотность при 20 °С, кг/м3 786,2 780,2 782,5 755,0 743,0 738,8 742,0 748,8 744,1

Молекулярная масса 127 126 126 115 112 109 110 113 112

Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 1,26 1,08 1,10 0,94 0,875 0,84 0,87 0,97 0,93

Содержание, % масс.:

• парафина 1,05 0,73 0,82 0,45 0,20 0,14 0,15 0,26 0,15

• смол силикагелевых 0,10 0,08 0,09 0,06 0,10 0,09 0,12 0,09 0,08

Температура помутнения, °С -15 -17 -17 -22 -32 -33 -33 -29 -32

Температура застывания, °С -35 -37 -37 -49 Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 -61 Ниже -60

Фракционный состав:

• температура начала кипения, °С 40,2 38,4 41,8 30,6 30,3 29,4 29,5 32,7 29,4

• 10 % (объемных) перегоняется при температуре, °С 89,4 88,6 91,2 70,7 65,6 63,1 64,5 70,1 64,6

• 50% 170,1 150,6 152,7 141,0 135,3 133,3 134,0 139,5 134,4

• 80% 276,9 249,2 249,4 244,1 229,8 233,6 239,3 229,7 226,5

• 85% 298,2 270,4 270,0 271,7 257,3 266,3 273,4 254,3 254,2

• 90% - 299,2 297,3 - 299,5 320,1 - 288,6 294,8

• к.к.,°С 320,1 320,1 320,0 320,2 320,1 320,1 320,3 300,1 300,5

• отгон, % объемный 90,2 93,8 92,4 89,6 92,6 91,0 90,6 92,7 92,0

• остаток, % объемный 5,2 3,7 3,6 2,8 2,4 2,5 3,2 3,6 3,0

• потери, % объемный 4,0 2,5 4,0 7,6 5,0 6,5 6,2 3,7 5,0

Групповой углеводородный состав дистиллятной части НК-300 °С, % масс, на конденсат: НК-300 °С -85,98 НК-300 °С -91,25 НК-300 °С - 90,88 НК-300 °С -91,4 НК-300 °С - 90,20 НК-300 °С -89,71 НК-300 °С - 89,00 НК-300 °С -90,91 НК-300 °С - 90,24

• метановые углеводороды 42,55 43,10 42,22 49,47 52,11 51,29 50,24 50,59 49,52

• нафтеновые углеводороды 20,61 22,32 22,71 24,77 27,48 28,57 30,26 27,42 28,18

• ароматические углеводороды 22,82 25,83 25,95 17,16 10,61 9,85 8,50 12,9 12,54

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

85,98-91,4 % масс. (рис. 2). Эти конденсаты характеризуются высоким содержанием ароматических углеводородов - 22,82-25,95 % масс. Содержание метановых углеводородов составляет 42,22-43,10 % масс., содержание нафтеновых углеводородов - 20,61-22,73 % масс., что позволяет отнести эти конденсаты к

типу метаново-нафтеново-ароматических [2]. Конденсат из скв. К-2 с более высоким содержанием метановых (49,47 % масс.) и нафтеновых углеводородов (24,77 % масс.), чем ароматических (17,16 % масс.), можно отнести к типу метаново-нафтеновых конденсатов.

Температура, °С

Рис. 1. Фракционный состав конденсатов из скв. К-1 и К-2 (кривые истинных температур кипения - ИТК)

§

о

О

Э е-о й

О

О X и

о ч м х а с р *

и ^ 5 о 3 9

N 2

Рис. 2. Групповой углеводородный состав конденсатов из скв. К-1 и К-2 Киринского месторождения

Конденсаты Южно-Киринского месторождения

Конденсаты из скв. Ю-К-1 (1—3-й объекты разработки) и Ю-К-2 (1-2-й объекты разработки) схожи между собой по всем показателям (физико-химическим свойствам, фракционному составу и групповому углеводородному составу) в большей степени, чем конденсаты Киринского месторождения, и в заметной степени отличаются от последних (см. табл. 1).

Плотность конденсатов находится в интервале 738,8-748,8 кг/м3. Содержание твердых парафинов - 0,14-0,26 % масс., смол силикагелевых -

0,08-0,12 % масс. Температуры помутнения (-(29-33) °С) и застывания (ниже -60 °С) конденсатов Южно-Киринского месторождения гораздо ниже, чем у конденсатов Киринского месторождения (-(15-17) и -(35-37) °С, соответственно).

Фракционный состав (кривые ИТК) конденсатов Южно-Киринского месторождения приведен на рис. 3. Кривые фракционных составов

располагаются близко друг к другу, обнаруживая сходство на протяжении всего температурного интервала выкипания конденсатов.

о4

а

-Є

§

р:

100

80

60

40

20

Скв. Ю-К-1, объект 1 Скв. Ю-К-1, объект 2 Скв. Ю-К-1, объект 3 Скв. Ю-К-2, объект 1 Скв. Ю-К-2, объект 2

50 100 150 200

Температура выкипания, °С

250

300

350

Рис. 3. Фракционный состав конденсатов Южно-Киринского месторождения

(кривые ИТК)

0

0

Конденсаты схожи также по групповому углеводородному составу дистиллятной части, выкипающей в интервале НК-300 °С, на которую приходится 89,00-90,91 % масс. (рис. 4). Содержание метановых углеводородов составляет 49,52-51,29 % масс. и превышает содержание нафтеновых и ароматических углеводородов. В отличие от конденса-

тов Киринского месторождения в конденсатах Южно-Киринского содержание ароматических углеводородов невысокое - 8,50-12,54 % масс. Нафтеновые углеводороды содержатся в количестве 27,42-30,26 % масс. Конденсаты из скв. Ю-К-1 и Ю-К-2 Южно-Киринского месторождения можно отнести к типу метановонафтеновых.

к

о

« е-

О й

Л о О X

ч « о ч И К о с

Е * и

Я £

о

О

Рис. 4. Групповой углеводородный состав конденсатов из скв. Ю-К-1 и Ю-К-2 Южно-Киринского месторождения

Компонентный состав конденсатов

Исследование компонентного состава конденсатов проводилось методом газожидкостной хроматографии (50-метровая капиллярная колонка с неподвижной фазой СР-8П 5 СВ, пламенноионизационный детектор, режим программирования температуры от 35 до 315 °С, пакет прикладных программ ва1ах1е). Был определен компонентный состав нормальных и изопреноид-ных алканов, которые являются реликтовыми углеводородами, несущими генетическую информацию о природе органического вещества. Соотношения этих углеводородов являются важнейшими генетическими показателями [3].

Характер молекулярно-массового распределения нормальных алканов показан на примере конденсатов из скв. К-1 Киринского месторождения (рис. 5). Протяженность ряда н-алканов составляет 2-29, молекулярноконцентрационный максимум находится в области углеводородов С6-С7.

Генетические показатели, такие как коэффициент нечетности (Кнеч = 1,0-1,07), отноше-

ния пристан/фитан (п/ф = 1,85-2,09), пристан/ н-С17 (0,67-0,62), фитан/н-С18 (0,46-0,37),

К = пристан + фитан/н-С17 + н-С18 (0,57-0,62), для конденсатов из скв. К-1 и К-2 Киринского месторождения достаточно близки, что указывает на единое происхождение этих конденсатов из органического вещества смешанного типа. Конденсаты Южно-Киринского месторождения характеризуются более низкими значениями отношения п/ф (1,59-1,89) и более высокими значениями остальных генетических показателей, что также позволяет говорить об их происхождении из органического вещества смешанного типа. Однако в связи с различным содержанием ароматических углеводородов, низким в конденсатах Южно-Киринского месторождения и значительно более высоким в конденсатах Киринского месторождения, можно предположить, что в органическом веществе конденсатов последнего более существенна доля гумусовой составляющей, продуцирующей ароматические углеводороды.

О

X

о

X

§

*

а

о

о

а

Число атомов углерода в н-алкане

Рис. 5. Молекулярно-массовое распределение н-алканов в конденсатах скв. К-1

Киринского ГКМ

Характеристика топливных фракций

С целью определения рациональных путей переработки конденсатов были исследованы топливные фракции различного предназначения:

• бензиновые фракции - НК-120 °С, НК-180 °С и НК-200 °С;

• керосиновые фракции - 120-230 °С и 120-240 °С;

• фракции дизельного топлива 160-300 °С и 180-300 °С.

Бензиновые фракции

Характеристика бензиновых фракций исследованных конденсатов приведена в табл. 2. Видно, что топливные фракции разного температурного диапазона, полученные из конденсатов Киринского месторождения, обладают хорошими антидетонационными свойствами. Октановые числа этих бензинов довольно высокие для прямогонных бензинов: по моторному методу - 75,8-69,4 пунктов, а по исследова-

тельскому - 73,8-71,3 пунктов. Бензины конденсатов Южно-Киринского месторождения имеют более низкие октановые числа. Все бензины характеризуются хорошими показателями теплоты сгорания. Однако они имеют низкие значения давления насыщенных паров (0,72-1,З2 кПа при норме для бензинов 66-93 кПа), вследствие чего не отвечают требованиям ТУ З1-G3-1188 на фракцию газоконденсатную бензиновую прямогонную для бензинов газоконденсатных прямогонных. В целом же высокие выходы, благоприятный химический состав и высокий уровень основных эксплуатационных характеристик позволяют рекомендовать эти фракции в качестве основы для получения автомобильных бензинов.

Таблица 2

Характеристика бензиновых фракций конденсатов

Показатели Фракция НК-120 0С, № скв. Фракция НК-18G “С, № скв. Фракция НК-200 “С, № скв.

К-1 К-2 Ю-К-1 Ю-К-2 К-1 К-2 Ю-К-1 Ю-К-2 К-1 К-2 Ю-К-1 Ю-К-2

Выход, % масс. 3G,8 39,1G 4G,4 38,22 З4,7 63,6 6З,З - 61,2 68,7 70,З 69,68

Плотность при 2G “С, кг/м3 728,1 711,G 697,6 7G8,4 7З1,З 734,8 721,7 - 768,7 739,4 729,8 733,7

Октановое число:

• моторный метод 7З,8 71,9 68,З 69,1 72,7 69,4 63,4 - 71,3 67,6 63,9 64,2

• исследовательский метод 81,3 76,7 71,7 72,7 78,6 73,8 66,4 - 77,3 72,3 66,9 68,1

Давление насыщенных паров, кПа 1,36 1,24 1,З2 1,43 G,73 1,G3 G,91 G,72 G,8З 1,G 0,8З

Теплота сгорания, кДж/кг:

• низшая 433GG 436GG 44GGG 438GG 43GGG 43500 436GG - 43GGG 434GG 437GG 43500

• высшая 469GG 474GG 481GG 477GG 464GG 471GG 474GG - 464GG 469GG 47500 471З0

Керосиновые фракции

Характеристика керосиновых фракций различного температурного интервала приведена в табл. 3. Керосиновые фракции, выкипающие в интервале температур 12023G °С, характеризуются высокими выходами и по всем основным показателям кроме значений вязкости соответствуют требованиям ГОСТ 1G227-62 на реактивное топливо марки ТС-1. В керосиновой фракции конденсата из скв. К-1 Киринского месторождения превышено содержание ароматических углеводородов, вследствие чего она может быть использована в качестве основы для получения реактивного топлива только после деароматизации.

Таблица 3

Характеристика керосиновых фракций

Показатели Фракция 120-230 “С, № скв. Фракция 120-240 “С, № скв. Фракция 1З0-2З0 “С, № скв. Норма для марок топлива для реактивных двигателей (ГОСТ 10227-86)

К-1 К-2 Ю-К-1 Ю-К-2 Ю-К-2 Ю-К-1(2) ТС-1

высший сорт ОКП 02 З121 020З 1-й сорт ОКП 02 З121 0204

Выход, % масс. 38,3 37,4 37,6 39,4 40,7 28,40 - -

Плотность при 20 °С, кг/м3 794,7 783,8 777,1 778,1 779,6 792,1 По ГОСТ 3900-8З не менее 780 кг/м3 Не менее 77З кг/м3

Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 1,16 1,12 1,1З 1,18 1,23 1,З6 Не менее 1,30 Не менее 1,2З

Окончание табл. 3

Показатели Фракция 120-230 “С, № скв. Фракция 120-240 “С, № скв. Фракция 130-230 “С, № скв. Норма для марок топлива для реактивных двигателей (ГОСТ 10227-86)

К-1 К-2 Ю-К-1 Ю-К-2 Ю-К-2 Ю-К-1(2) ТС-1

высший сорт ОКП 02 3121 0203 1-й сорт ОКП 02 3121 0204

Фракционный состав (по ГОСТ 2177-99):

• температура начала перегонки, °С 133,2 131,9 132,2 123,1 133,4 138,4 Не выше 130 Не выше 130

• 10 % перегоняется при температуре, °С 143,3 143,2 143,3 144,3 143,9 170,8 Не выше 163 Не выше 163

• 50 % 163,2 160,6 160,3 167,2 163,8 187,4 Не выше 193 Не выше 193

• 90 % 208,3 201,2 202,4 206 213,4 222,0 Не выше 230 Не выше 230

• 98 % 223,1 213,9 220,1 223,1 228,8 238,4 Не выше 230 Не выше 230

• остаток от разгонки, % 1,3 1,1 1,1 1,2 1,1 0,9 Не более 1,3 Не более 1,3

• потери от разгонки, % 0,4 0,2 0,4 0,6 0,7 0,7 Не более 1,3 Не более 1,3

Массовая доля ароматических углеводородов, % 30,2 21,8 16,1 17,3 17,3 16,1 Не более 22 Не более 22

Керосиновый дистиллят утяжеленного фракционного состава, выкипающий в интервале 130-230 °С, не соответствует нормам по фракционному составу.

Таким образом, из конденсатов Киринского и Южно-Киринского месторождений целесообразно получать в качестве основы для реактивного топлива керосиновые фракции, выкипающие в температурных интервалах 120-230 и 120-240 °С. Для полного соответствия этих фракций требованиям ГОСТ 1G227-62 на топлива марки ТС-1 требуется лишь улучшение их вязкостных характеристик.

Фракции дизельного топлива

Характеристика фракций дизельного топлива различных температурных интервалов приведена в табл. 4, из которой следует, что дизельные дистилляты конденсатов

Таблица 4

Характеристика фракций дизельного топлива

Показатели Фракция 180-300 “С, № скв. Фракция 160-300 “С, № скв. Норма для марок дизтоплива (ГОСТ 306-82)

К-1 К-2 Ю-К-1 Ю-К-2 Л З

Выход, % масс. 33,6 27,8 24,73 34,24 - -

Плотность при 20 °С, кг/м3 827,0 813,6 812,4 802,9 Не более 860 Не более 840

Плотность при 15 °С, кг/м3 830,6 817,6 816,8 806,9 - -

Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 2,34 2,33 2,32 2,12 3,0-6,0 1,8-З,0

Фракционный состав:

• 50 % 233,1 223,8 222,9 207,0 Не более 280 Не более 280

• 95 % 272,4 262,7 271,9 267,8 Не более 360 Не более 340

Температура помутнения, °С, для климатической зоны умеренной -23 -23 -41 -41 Не выше -3 Не выше -23

Температура застывания, °С, для климатической зоны умеренной -32 -37 -43 -39 Не выше -10 Не выше -33

Цетановое число, ед. (по расчету, ГОСТ 27768-88) 34 47,3 46,6 43 Не менее 43 Не менее 43

Киринского и Южно-Киринского месторождений, выкипающие в одинаковом температурном интервале 180-300 “С, различаются по некоторым показателям вследствие различного химического состава. Тем не менее, основные показатели качества дизельных дистиллятов конденсатов обоих месторождений, за исключением значений вязкости, соответствуют нормам ГОСТ 306-82 на летнее и зимнее дизельное топливо, вследствие чего их можно рекомендовать в качестве основы для получения дизельного топлива указанных марок.

Анализ результатов комплексного исследования конденсатов Киринского (скв. К-1 и К-2) и Южно-Киринского месторождений (скв. Ю-К-1 и Ю-К-2) с использованием физико-химических и газохроматографического методов показал следующее:

1) конденсаты Киринского месторождения из скв. К-1 (1-3-й объекты разработки) схожи между собой по физико-химическим характеристикам, выкипают в температурном интервале 24-320 “С, по величинам плотности относятся к тяжелым конденсатам, по групповому углеводородному составу - к типу метаново-нафтеново-ароматических конденсатов;

2) конденсат Киринского месторождения из скв. К-2 (1-й объект) несколько легче конденсатов из скв. К-1. Он выкипает в том же температурном интервале, но с меньшим выходом остатка. По величине плотности относится к типу средних конденсатов, по групповому углеводородному составу - к типу метановонафтеновых конденсатов;

3) конденсаты Южно-Киринского месторождения из скв. Ю-К-1 (1-3-й объекты разработки) по всем характеристикам схожи меж-

Список литературы

1. Г азпром начал строительство эксплуатационных скважин на Киринском // Oil&Gas J.Russia. - 2012. - № 8. - С. 11.

2. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов /

И.С. Старобинец. - Л.: Недра, 1974. - 130 с.

ду собой и относятся к средним (по плотности) конденсатам метаново-нафтенового типа;

4) генетические показатели, выведенные на основании анализа компонентного состава нормальных и изопреноидных алканов, свидетельствуют о едином происхождении исследованных конденсатов из органического вещества смешанного типа;

3) целесообразно осуществлять совместную переработку конденсатов Киринского и Южно-Киринского месторождений, поскольку конденсаты выкипают в одном температурном интервале, а усреднение химического состава будет способствовать улучшению качества конденсатов;

6) бензиновые, керосиновые и дизельные дистилляты конденсатов характеризуются высокими выходами, благоприятным химическим составом и высоким уровнем основных эксплуатационных характеристик, вследствие чего эти фракции могут быть использованы в качестве основы для получения соответствующих топлив;

7) результаты исследования позволяют рекомендовать два варианта переработки конденсатов Киринского месторождения:

• топливный - использование бензиновых, керосиновых и дизельных фракций конденсатов из всех изученных скважин в качестве основы в процессах получения топлив различных марок;

• нефтехимический - производство ценного ароматического сырья для нефтехимии -бензола, толуола, ксилолов, поскольку содержание их в конденсатах из скв. К-1 и К-2 высокое: бензола - 2-3 % масс., толуола - 6-7 % масс., ксилолов - 4-3 % масс.

3. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем / В.А. Чахмахчев. - М.: Недра, 1983.