CC BY
93
УДК 665.63(675.8)
Р. С. Яруллин, С. Е. Угловский, М. З. Зарифянова, С. Д. Вафина
ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ГЛЕБОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ НА ИМПУЛЬСНО-ВОЛНОВОМ РЕАКТОРЕ «ЯРУС»
Ключевые слова: Крым, нефтегазопереработка, газовый конденсат, белая нефть, моторные топлива, автомобильный бензин.
В статье показано современное состояние нефтегазового комплекса Республики Крым, рассмотрены перспективы добычи и переработки газа и нефти в регионе. Проанализированы основные направления переработки газового конденсата с получением моторных топлив. Для переработки газового конденсата крымского месторождения Глебовское использован импульсно-волновой реактор «ЯРУС» с получением бензиновых фракций, которые могут быть использованы для производства автомобильных бензинов. Комбинация различных способов воздействия (термических, гидродинамических, электромагнитных, акустических) в реакторе «ЯРУС» позволяет использовать реактор в процессе переработки газовых конденсатов с получением моторных топлив.
Key words: Crimea, oil and gas processing, gas condensate, white oil, motor fuel, automobile gasoline.
The current state of oil and gas complex of the Republic of Crimea is shown, potentials of the oil and gas production and refining are considered. The main directions of the gas condensate processing for production of motor fuels are analyzed. For processing of the gas condensate of the Crimean Glebovsky oil field with obtaining of gasoline fraction, which can be used for the production of gasoline, pulsed-wave reactor "YARUS" was used. The combination of different methods of treatment (thermal, hydrodynamic, electromagnetic, acoustic) in the "YARUS" reactor allows to use the reactor in the process of the gas condensate refining to produce motor fuel.
Введение
1. Перспективы развития нефтегазового комплекса Крыма
Воссоединение Крыма с Россией поставило перед Правительством Российской Федерации важную задачу организации энергетической безопасности полуострова, решение которой сделает новый регион полноценной частью России, как с политической, так и с экономической точки зрения [1].
Комплексное освоение запасов газа и нефти в Крыму полностью обеспечит энергопотребности федерального округа России, а дальнейшее использование солнечной энергии позволит создать избыток энергопродукции, которая может поставляться за пределы региона.
На шельфе Черного и в акватории Азовского морей, и в сухопутной части Крыма общее число нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений приближается к 30: газовые месторождения (Архангельское, Безымянное, Восточно-Казантипское, Джанкойское, Задорненское, Кировское, Крымское, Одесское, Приазовское, Северо-Булганакское, Стрелковое, Шмидтовское, Южно-Голицынское, Ярылгачское), газоконденсатные месторождения (Глебовское, Голицынское, Западно-Октябрьское, Карлавское, Краснополянское, Оленевское, Тетя-новское, Черноморское, Штормовое), нефтяные месторождения (Октябрьское, Семеновское, Серебрян-ское, Субботина) [2].
В 2015 году Государственное Унитарное Предприятие Республики Крым «Черноморнефтегаз» в полном объеме выполнило задание производственной программы по добыче углеводородов: природного газа - более 1 млрд. 844 млн. м3 (100,1 % к плану), газового конденсата - 53,4 тыс. т (102,1 %), нефти - 7,1 тыс. т (104,4 %) [3]. По оперативным
данным сверх плана добыто 729 тыс. м газового конденсата и 1462 т нефти. ГУП РК «Черноморнефтегаз» добывает до 600-700 т нефти в месяц, около 5,3 млн. м3 газа в сутки, планируется построить в Крыму нефтеперерабатывающий комплекс и завод по производству сжиженного газа.
Российская транснациональная корпорация ПАО «Газпром» для снабжения полуострова Крым голубым топливом планирует протянуть ветку газопровода из Анапы или Краснодара. Первый проект предполагает строительство 400 км газопровода «Крымский поток» от Краснодара до Севастополя мощностью до 10 млрд. м /год [2]. Стоимость проекта, по оценкам Минэнерго РФ, составит около 1 млрд. $. Другой вариант - проложить ветку трубопровода от Анапы, длина трубы не превысит 100 км, а стоимость проекта будет существенно ниже и составит 200-300 млн. $. На строительство газопровода объявлен конкурс. Новая ветка необходима для создания в Крыму независимой электрогенерации, вероятность ее строительства - более 90 %.
Общая потребность полуострова Крым в нефтепродуктах составляет 0,8-1,0 млн. т/год. Минэнерго оценивает в 200 тыс. т/год бензина и 800 тыс. т/год дизельного топлива [4]. Собственных крупных современных экологически чистых нефтегазоперера-батывающих заводов на территории полуострова нет. Есть несколько частных мини-НГПЗ: в Джанкое (переработка нефти 150 т/сут, готовая продукция -бензин, печное топливо, мазут); в селе Суворовское Сакского района (переработка газового конденсата или нефти 120 м3/сут, емкостной парк 1550 м3, готовая продукция - бензин, дизельное топливо, мазут); в селе Карьерное Сакского района (переработка сырья от газового конденсата до тяжелой нефти 4 тыс. т в месяц, емкостной парк - 2000 м3, готовая продукция - светлые и темные нефтепродукты).
ГУП РК «Черноморнефтегаз» планирует увеличить объемы добычи газа и нефти на своих месторождениях. Не исключена возможность строительства в районе Керчи нефтеперерабатывающего кластера [5]. В настоящее время идет предпроектная работа по его созданию: осуществляется подготовка бизнес-плана и технико-экономического обоснования, проводятся необходимые экспертизы, приглашаются инвесторы. Это будет государственно-частное партнерство.
Однако существует мнение, что говорить о строительстве НПЗ на территории Крыма преждевременно, что строительство его вряд ли окупится, поскольку объемы добычи «черного золота» незначительны. Также Крым является курортной зоной, на территории полуострова введены достаточно жесткие экологические нормы. По мнению экспертов Института энергетики и финансов, наиболее целесообразным вариантом в нынешних условиях является переработка крымского сырья в соседнем Краснодарском крае.
Производство нефтепродуктов в Крыму станет возможным с разработкой Субботинского нефтяного месторождения в Черном море и с разработкой очень перспективного объекта - месторождения Структура Палласа.
Схожая ситуация сложилась в близлежащей Республике Абхазия с проектом строительства местного НПЗ, который планировалось снабжать российской и абхазской шельфовой нефтью [6]. Но по экономическим и экологическим причинам было признано нецелесообразным строительство в республике НПЗ. Потребности Абхазии в нефтепродуктах на 95 % покрываются поставками из Краснодарского края, остальные 5 % - из Белоруссии. Кроме того, в Абхазии, как и в Крыму, разработаны проекты развития солнечной энергетики. Однако если резко повысится спрос на нефтепродукты и увеличится добыча нефти на абхазском шельфе, правительство республики и бизнес вернутся к осуществлению проекта строительства НПЗ.
Помимо увеличения объемов добычи нефти и газа в Крыму особое внимание следует уделить добыче газового конденсата, которое достигает 5-6 тыс. т в месяц.
Первым месторождением в Крыму, открытым в 1959 году, является Глебовское газоконденсатное месторождение, расположенное в Черноморском районе Крыма, относится к Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области. Начальный запас газа - 4570 млн. м , конденсата - 258 тыс. т [7]. В 1966 году был введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Глебовка - Симферополь» протяженностью 102,4 км, положивший начало газодобывающей промышленности Крыма.
Промышленная эксплуатация Глебовского газо-конденсатного месторождения велась в 1966-1984 годах, а в 1991 году выработанное месторождение было переведено в подземное хранилище газа (ПХГ) с остаточными запасами газа 388,6 млн. м3 и пластовым давлением 1,82 МПа. На Глебовском ПХГ пробурено 134 скважины (эксплуатационных - 118, используемых при отборе и закачке газа - 70). В со-
став производственного комплекса входит компрессорная станция, установки очистки и сепарации газа.
В 1992 году построен и введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Красноперекопск -Глебовское ПХГ» протяженностью 97 км, который одновременно закольцевал газотранспортную систему Крыма [8].
Глебовское ПХГ предназначено для исключения критических ситуаций в газоснабжении региона, для регулирования сезонной и суточной неравномерности потребления газа в Крыму. В настоящее время весь газ с разрабатываемых месторождений Крыма по трубопроводам поступает на полуостров, а его избыток закачивается в Глебовское ПХГ (1 млрд. м3), в перспективе планируется расширение объема топлива до 2 млрд. м .
Еще недавно газовый конденсат в Крыму перерабатывался в низкокачественное топливо на полуподпольных предприятиях. Сегодня организовываются аукционы по его продаже крупным компаниям. Цена на газовый конденсат привязывается к Санкт-Петербургской фондовой бирже.
2. Основные направления переработки газового конденсата
В пластовых условиях при высоких температурах и давлении (10-60 МПа) бензино-керосиновые фракции и более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти находятся в парообразном состоянии. При разработке месторождений давление падает до 4-8 МПа, и из газа выделяется жидкий конденсат.
Газовый конденсат - природная смесь легкоки-пящих нефтяных углеводородов с температурой кипения 30-250 °С, по внешнему виду бесцветная или слабоокрашенная жидкость с плотностью 700800 кг/м3, представляет собой смесь жидких углеводородов, имеющих в молекуле более четырех С4+ или пяти С5+ атомов углерода. Его часто называют «газовый бензин», «белая нефть» или «природный газолин».
«Белая нефть» - это конденсат с большим содержанием бензина. Темноокрашенные асфальто-смолистые соединения обычной нефти частично растворяются в бензине. В «белых нефтях» асфаль-тены отсутствуют, а смолы содержатся в незначительных количествах.
Содержание газового конденсата в газах различных месторождений составляет 10-700 см3/м3 газа. При эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3+, а метан-этановую фракцию СГС2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.
Газовый конденсат разделяется на два типа: стабильный продукт в виде бензино-керосиновых фракций, а иногда и более высокомолекулярных жидких компонентов нефти, и нестабильный - в состав кроме углеводородов С5+, входят газообразные углеводороды в виде метан-бутановой фракции С1-С4. Иногда нестабильный газоконденсат назы-
вают ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов). Из ШФЛУ после отделения пропан-бутановой фракции С3-С4 получается собственно газовый конденсат. Переработка ШФЛУ включает в себя дополнительно фракционную разгонку после отделения бытового газа.
Газовый конденсат является ценным сырьем для производства бензинов, реактивных и дизельных топлив, а также может быть использован для комплексной нефтехимической переработки с получением высокооктановых компонентов, растворителей, ароматических углеводородов, спиртов, различных ингибиторов, а также синтетических волокон и пластмасс.
Горючее из газового конденсата производится почти всеми мировыми газодобывающими предприятиями. Бензины, полученные из газовых конденсатов по классической технологии, имеют низкую детонационную стойкость, для ее повышения необходимо использовать антидетонаторы. Выход фракций газоконденсатов, применяемых в качестве дизельного топлива, составляет 9-26 %; эти фракции для большинства конденсатов характеризуются высокими температурами застывания и помутнения, могут использоваться только как летнее топливо. Для получения зимнего дизельного топлива необходимо осуществлять их депарафинизацию.
Технологии выделения бензиновых фракций из газового конденсата так же, как и технологии вторичной переработки дистиллятов для производства автомобильных бензинов, не отличаются от технологий, применяемых для переработки нефтяных фракций. Прямогонный бензин нефти или газового конденсата, получаемый на установках атмосферной перегонки, по химическому составу не отвечает требованиям, предъявляемым к товарному бензину: он нестабилен, содержит много легких компонентов. Существуют несколько направлений облагораживания бензиновых фракций, получения из них товарных композиционных автомобильных бензинов: введение антидетонационных присадок и высокооктановых компонентов (изомеризатов или алкила-тов), добавление бензинов каталитического рифор-минга и каталитического крекинга.
ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» ежегодно добывает до 85 тыс. т газового конденсата и приступила к производству бензина марки «е-92», полученного из высококачественного газоконденсатного сырья [9]. Бензин «е-92» является аналогом автомобильного бензина марок «Регу-ляр-92» и «АИ-92», но превосходит их по качественным характеристикам: отсутствие детонации, плавность работы и увеличение мощности двигателя, высокая химическая чистота (отсутствие примесей воды и солей тяжелых металлов, минимальное количество ароматических углеводородов и непредельных соединений, низкое содержание серы). Бензин «е-92» соответствует экологическому стандарту «Евро-3», а по ряду параметрам и «Евро-4», и «Ев-ро-5». В связи с высокой плотностью расход бензина «е-92» уменьшается на 3 %, а цена снижается на 5-8 %, чем у аналогичного топлива.
Бензин, получаемый компанией «ЯТЭК» из газового конденсата, по своим физико-химическим и эксплуатационным показателям является ценным сырьем для производства на его основе высокооктановых товарных бензинов, соответствующих всем экологическим нормам.
Основой производства углеводородных реактивных топлив из газовых конденсатов является фракция 135-230 °С. Увеличение пределов выкипания фракции приведет к ухудшению низкотемпературных характеристик топлива и необходимости проведения процесса депарафинизации. Однако при расширении фракционного состава кроме массовых реактивных топлив ТС-1 и РТ, можно получить другие марки: при облегчении фракционного состава Т-2, при утяжелении - Т-8В.
Для производства дизельных топлив для быстро -ходных двигателей могут быть использованы фракции газоконденсатов, выкипающие выше 160 °С. В зависимости от глубины отбора (температуры конца кипения) можно получить различные марки топлива. Фракция с пределами выкипания 150-300 °С соответствует требованиям на дизельное топливо зимней марки. Фракция 190-350 °С отвечает требованиям на дизельное топливо летней марки. Расширение фракционного состава приводит к ухудшению качества топлива, для его соответствия современным требованиям стандартов необходимо применение присадок. Качество газоконденсатного дизельного топлива широкого фракционного состава улучшается с добавлением противоизносных вязкостных присадок, антиокислителей, а также присадок, повышающих цетановое число.
При разработке предложений по использованию газовых конденсатов необходимо учитывать особенности размещения районов их добычи, а также области потребления продуктов их химической переработки.
Газовый конденсат относительно дешев и по составу близок к моторным топливам. Широкое его применение на транспорте сдерживается сложно -стью сбора и перекачки по трубопроводам из районов крупных месторождений, обусловленной значительным содержанием парафиновых углеводородов нормального строения, имеющих высокие температуры застывания.
Основные запасы газового конденсата в России находятся в Западной Сибири, где он добывается из газоконденсатных и газонефтяных месторождений и перерабатывается на Сургутском ГПЗ. Суммарная мощность переработки попутного нефтяного газа составляет 4,2-5 млрд. м3 [10]. После компремиро-вания и охлаждения газа происходит его разделение на легкую фракцию (сухой газ) и ШФЛУ. Очищенный от примесей и осушенный газ поступает в топки двух сургутских электростанций - ГРЭС-1 и ГРЭС-2. ШФЛУ направляется на дальнейшую переработку на Тобольский нефтехимический комбинат.
Экспериментальная часть и обсуждение результатов
Для переработки газового конденсата крымского месторождения Глебовское был использован им-
пульсно-волновой реактор «ЯРУС», в котором обрабатываемая среда находится в ионизированном состоянии, одновременно в виде пара, жидкости и плазмы. Особенностью реактора «ЯРУС» является комбинация различных способов воздействия (термических, гидродинамических, электромагнитных, акустических) в одном технологическом пространстве. В результате импульсно-волнового воздействия на углеводороды протекают деструктивные процессы с образованием низкомолекулярных соединений.
Реактор «ЯРУС» имеет широкую область применения, может работать на различном углеводородном сырье: 1) позволяет повысить коэффициент извлечения нефти в процессах добычи высоковязких нефтей и природных битумов [11]; 2) снижает вязкость тяжелой нефти и делает возможным ее транспортировку по трубопроводу [12]; 3) увеличивает выход светлых фракций из природных битумов [12]; 4) позволяет утилизировать отработанные нефтепродукты с получением бензиновых и керосиновых фракций [13, 14].
На исследование был предоставлен образец газового конденсата крымского месторождения Глебовское УДГ, Е-8-1, физико-химические показатели которого представлены в таблице 1.
Процесс переработки газового конденсата в им-пульсно-волновом реакторе «ЯРУС» осуществлялся при разных частотных характеристиках воздействия полей на сырье, получены три образца нефтяных фракций (образцы №№ 1, 2, 3). Физико-химические показатели полученных фракций сравнивались с
показателями качества ГОСТ на автомобильные бензины [15, 16]. Качественные показатели образцов №№ 1, 2, 3 сравнивались с эксплуатационными характеристиками автомобильного бензина АИ-95, приобретенного на АЗС (табл. 2).
Таблица 1 - Физико-химические показатели газового конденсата Глебовского месторождения Республики Крым*
№
п/п Показатели Значения
1 Плотность при 20 °С, г/см3 0,7199
2 Вязкость, мм2/с 0,6893
3 Фракционный состав, % об.:
26 °С - начало кипения 0
40 °С 2
70 °С 16
100 °С 49
130 °С 76,5
160 °С 88
190 °С 94
220 °С 96,5
221 °С - конец кипения 97
остаток в колбе 1,4
остаток и потери 3,0
4 Зола, % отсутствие
5 Механические примеси, % отсутствие
6 Массовая доля воды, % следы
* - Анализ газового конденсата проводился в лаборатории по физико-химическим анализам Крымского республиканского предприятия «Черноморнефтегаз»
Таблица 2 - Физико-химические показатели фракций, полученных при обработке газового конденсата Глебовского месторождения Республики Крым, и автомобильного бензина АИ-95 по ГОСТ 2084-77
№ п/п Наименование показателя Метод испытания Образец № 1 Образец № 2 Образец № 3 Бензин АИ-95 Норма
1 Плотность, кг/м3: * ГОСТ
при 20 °С 3900-85 738 727 724 748 не нормир.
при 15 °С 743 732 729 753 725-780
2 Фракционный состав, пределы перегонки, °С: ГОСТ 2177-99
0 % - начало кипения 67 42 42 39 не ниже 30
10 % отгон 85 76 69 66 не выше 75
50 % отгон 97 94 91 105 не выше 120
90 % отгон 120 121 119 169 не выше 180
98 % - конец кипения 150 156 153 200 не выше 205
остаток в колбе, % 1,0 1,2 1,2 1,2 не более 1,5
остаток и потери, % 2,0 2,0 2,0 2,0 не более 4,0
3 Октановое число:
расчетное ОЧММ по формуле [17] 76 74 74 78
моторный метод** исследовательский нелегитимный метод 76 74 75 85 не менее 85
метод** 80 78 79 95 не менее 95
* - плотность при 20 °С по ГОСТ 2084-77 не нормируется, определение обязательно; при 15 °С значение плотности указано
по ГОСТ Р 51105-97; ** - определение проводилось на экспресс-анализаторе «Октан-ИМ».
Важнейшими показателями качества моторных топлив является плотность, которая отражает его эксплуатационные свойства и огневые качества, определяет массу и размеры двигателя. От плотности зависят основные физико-химические характе-
ристики топлив: молекулярный вес составляющих углеводородов, пределы выкипания фракций, характер распыла в данных условиях. Плотность автомобильных бензинов при 20 °С находится в пределах 710-760 кг/м . Плотность образцов №№ 1, 2, 3 соот-
ветствует плотности прямогонных бензиновых фракций.
Образец № 1 является прямогонной бензиновой фракцией с пределами выкипания 67-150 °С, образец № 2 - бензиновая фракция 42-156 °С, образец № 3 - бензиновая фракция 42-153 °С.
т-г 20
По относительной плотности р4 прямогонной бензиновой фракции можно провести предварительную оценку октанового числа по формуле [17]:
ОЧММ = -36,5 + 152 ■ р420.
Расчетное значение ОЧММ (октановое число по моторному методу) образцов бензиновых фракций №№ 1, 2, 3 составляет 74-76, что соответствует октановому числу прямогонного бензина. Данная формула не отражает присутствие высокооктановых присадок и не может быть использована для расчета октанового числа автомобильных бензинов, чем и объясняется высокая разность в значениях расчетного и экспериментального ОЧММ для АИ-95.
Определение октановых чисел проводят на стандартном одноцилиндровом четырехтактном карбюраторном двигателе с переменной степенью сжатия УИТ-65 [18, 19]. Октановое число определяют путем сравнения испытуемого бензина с эталонными смесями топлив.
В нашем случае октановое число образцов исследуемых бензинов оценивалось нелегитимным методом на портативном экспресс-анализаторе «Ок-тан-ИМ», основанном на измерении диэлектрической проницаемости топлива. Сходимость расчетного значения ОЧММ с показаниями экспресс-анализатора «Октан-ИМ» для образцов бензина №№ 1, 2, 3 высокая.
Фракционный состав характеризует испаряемость бензинов. С фракционным составом связаны такие характеристики двигателя, как легкий и надежный запуск, склонность к образованию паровых пробок в топливной системе, длительность прогрева, полнота сгорания и расход топлива, образование отложений в камере сгорания, токсичность отработавших газов.
Фракционный состав отражает содержание в топливе фракций, выкипающих в определенных температурных пределах (выражаемое в % об.). Результаты сравнительного анализа испаряемости для образцов бензиновых фракций №№ 1, 2, 3, полученных при переработке газового конденсата в реакторе «ЯРУС», и автомобильного бензина АИ-95 представлены в таблице 2 и таблице 3.
Анализируя данные таблицы 2 видим, что у образцов № 1 и № 2 согласно ГОСТ 2084-77 характерная точка 10 %-ного отгона превышает верхнее ограничение 75 °С, остальные контрольные точки соответствуют приведенному стандарту. Результаты, представленные в таблице 3, показывают, что по ГОСТ Р 51105-97 все три образца имеют заниженные значения объема испарившегося бензина при температуре 70 °С. Это говорит о низком содержании легких углеводородов в составе бензинов, что ухудшит пусковые свойства топлива.
На рис. 1 приведены кривые разгонки исходного газового конденсата и трех образцов бензиновых фракций, полученных после переработки в реакторе «ЯРУС» при разных режимах воздействия полей на сырье.
Таблица 3 - Сравнительная характеристика фракционного состава различных образцов бензиновой фракции и автомобильного бензина АИ-95 по ГОСТ Р 51105-97
Показатель Образец № 1 Образец № 2 Образец № 3 АИ- 95 Норма
Объемная доля испарившегося бензина, %, при температуре: 70 °С 2 8 11 18 15-50
100 °С 60 65 70 46 40-70
150 °С 98 96 97 83 не менее 75
температура конца кипения, °С 150 156 153 200 не выше 215
остаток в колбе, % (по объему) 1,0 1,2 1,2 1,2 не более 2
% об.
б)
% об.
Рис. 1 - Кривые разгонки газового конденсата и различных образцов бензиновых фракций, полученных после переработки в реакторе «ЯРУС»:
---газовый конденсат; —■— образец № 1;
-♦- образец № 2; -х- образец № 3
В составе газового конденсата с пределами выкипания 26-221 °С бензиновой фракции 26-150 °С содержится 85 % об., остальное приходится на лиг-роино-керосиновую фракцию. Материальный баланс переработки газового конденсата в реакторе «ЯРУС» следующий: выход газовой фракции - 3,4% мас., выход бензиновой фракции - 96 % мас., кубовый остаток (керосиновая фракция) - 0,6 % мас. При волновом воздействии на газовый конденсат высокомолекулярные углеводороды, входящие в состав керосиновой фракции, распадаются с образованием дополнительного количества бензина. Однако плотность образцов №№ 1, 2, 3 выше плотности исходного сырья, что говорит о преобладании в их составе ароматических углеводородов, имеющих высокие октановые числа. К сожалению, с газовой фракцией уносятся низкомолекулярные углеводороды, отвечающие за легкость запуска автомобильного двигателя. Для улучшения фракционного состава полученных бензиновых фракций необходимо добавлять небольшое количество газового конденсата.
Образцы бензиновых фракций №№ 1, 2, 3 являются ценным сырьем для производства на их основе товарных автомобильных бензинов. После введения антидетонационных присадок (спиртов, метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ)) и высокооктановых компонентов (изомеризатов или алкилатов) полученные бензиновые фракции могут быть использованы в качестве моторного топлива для нужд Крымского региона. При добавлении в состав бензина 10 % МТБЭ октановое число возрастает на 6 ед., при добавлении 15 % МТБЭ - октановое число возрастает на 12 ед. Производство товарного бензина с использованием МТБЭ проводится механическим смешением низкооктанового бензина и добавки. Для улучшения свойств бензинов и более высокой экономической эффективности рекомендуется МТБЭ использовать совместно с монометиланилином ввиду их высокого синергетического эффекта.
Реактор «ЯРУС» отличается низкой удельной стоимостью и высокой окупаемостью [11]. Это компактная установка с пропускной способностью по сырью 180 кг/ч, потребляемой электрической мощностью 25 кВт, работающая при атмосферном давлении и температуре до 300 °С, позволяющая перерабатывать газовый конденсат в одну стадию без системы оборотного водоснабжения и производить моторные топлива непосредственно на месте добычи сырья [12].
В качестве источника нагрева установки используются легкие фракции С1-С4, образующиеся в результате переработки газового конденсата (3,4 % мас. на исходный конденсат). При эксплуатации реактора «ЯРУС» не требуются высокие затраты тепловой энергии и обширного парка технологического оборудования (колонн, установок подготовки сырья, аппаратов для подогрева теплоносителей, емкостных резервуаров). Из-за своей компактности и легкости передвижения автомобильным или железнодорожным транспортом установка может с успехом применяться малыми нефтяными компаниями, либо на малых месторождениях с небольшими объемами добычи природных ископаемых.
Заключение
В процессе переработки газового конденсата крымского месторождения Глебовское на импульс-но-волновом реакторе «ЯРУС» при разных режимах воздействия полей на сырье были получены три образца прямогонных бензиновых фракций с октановыми числами 74-76 ед. Облагораживание полученных бензиновых фракций осуществляется в двух направлениях: 1) смешением с небольшим количеством газового конденсата для обогащения легкими углеводородами и улучшением пусковых свойств топлива; 2) введением антидетонационных присадок (спиртов, МТБЭ) и высокооктановых компонентов (изомеризатов или алкилатов).
Полученные из газового конденсата месторождения Глебовское бензиновые фракции могут быть использованы в качестве моторного топлива для нужд Крымского региона.
Преимуществами переработки газового конденсата в реакторе «ЯРУС» являются следующие показатели: 1) установка по габаритным размерам компактная, существует возможность размещения в транспортном контейнере и передвижения железнодорожным или морским путем; 2) полное автономное энергообеспечение процесса за счет сжигания в качестве топлива образующейся газовой фазы; 3) переработка в одну стадию без системы оборотного водоснабжения; 4) не требуются высокие затраты тепловой энергии и обширного парка технологического оборудования; 5) существует возможность производить моторные топлива непосредственно на месте добычи сырья; 6) установка может применяться на малых месторождениях с небольшими объемами добычи природных ископаемых.
Литература
1. Федеральный конституционный закон от 21 марта 2014 г. № 6-ФКЗ «О принятии в Российскую Федерацию Республики Крым и образовании в составе Российской Федерации новых субъектов - Республики Крым и города федерального значения Севастополя» (с изм. и доп.);
2. Крым: «Черноморнефтегаз», газовые месторождения и инфраструктура /Электронный журнал «Вокруг газа», материалы 25.03.2014/ [Электронный ресурс]: http://www.trubagaz.ru - Режим доступа, свободный;
3. «Черноморнефтегаз» выполняет показатели по добыче углеводородов: [Электронный ресурс]: http://gas.crimea.ru/index.php/ru/novosti/press-relizy - Режим доступа, свободный;
4. ООО «Нефтегаз Крыма» сможет занять свою нишу в обеспечение топливом восточной части полуострова Крым [Электронный ресурс]: http://www.нефтегаз-крыма.рф/market/market-today/ - Режим доступа, свободный;
5. Нефтеперерабатывающий завод может появиться в Крыму [Электронный ресурс]: http://www.oilru.com/news/442351/ - Режим доступа, свободный;
6. А. Балиев, Российская газета. Спецвыпуск «Нефть и газ», № 6403 (131) [Электронный ресурс]: http://www.rg.ru/2014/06/16/krim.html - Режим доступа, свободный;
7. Глебовское газоконденсатное месторождение: [Электронный ресурс]: http://wikigraff.ru - Режим доступа, свободный;
8. Юбилей Глебовского подземного хранилища газа [Электронный ресурс]: http://elvisti.com/node/63901- Режим доступа, свободный;
9. ОАО "ЯТЭК" презентовала бензин марки Е-92 [Электронный ресурс]: http://yakutsk.bezformata.ru/listnews/ -Режим доступа, свободный;
10. Сургутский ГПЗ [Электронный ресурс]: http://www.nge.ru/passport-description-185.htm - Режим доступа, свободный;
11. С. Угловский, М. Намазов, Neftegaz.RU, 11, 12, 68-72 (2014);
12. Р.С. Яруллин, С.Е. Угловский, М.З. Зарифянова, С.Д. Вафина, Вестник технологического университета, 18, 14, 50-53 (2015);
13. Р.С. Яруллин, С.Е. Угловский, М.З. Зарифянова, С.Д. Вафина, Вестник технологического университета, 18, 18, 127-129 (2015);
14. Р.С. Яруллин, С.Е. Угловский, М.З. Зарифянова, С.Д. Вафина, Вестник технологического университета, 18, 21, 53-57 (2015);
15. ГОСТ 2084-77. Бензины автомобильные. Технические условия.
16. ГОСТ Р 51105-97. Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия.
17. А.С. Черенков, М.З. Зарифянова, А.П. Абраковнов, Исследование параметров топлив и смазочных материалов двигателей и энергетических установок. Изд-во Казан. гос. техн. ун-та, Казань, 2014. 160 с.
18. ГОСТ 511-82. Топливо для двигателей. Моторный метод определения октанового числа.
19. ГОСТ 8226-82. Топливо для двигателей. Исследовательский метод определения октанового числа.
© Р. С. Яруллин - д-р хим. наук, профессор кафедры технологии синтетического каучука КНИТУ, генеральный директор ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг» admin@tnhi.mi.ru; С. Е. Угловский - генеральный директор ООО «НПО «Кинематика» в составе НТЦ ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг» usm7@yandex.ru; М. З. Зарифянова - д-р техн. наук, профессор кафедры общей химической технологии КНИТУ, ведущий научный сотрудник кафедры реактивных двигателей и энергоустановок КНИТУ-КАИ zmuslimaz@mail.ru; С. Д. Вафина - соискатель кафедры общей химической технологии КНИТУ, химик-исследователь ООО «Мастер Кемикалз» vaphinka@mail.ru.
© R. S. Yarullin - Doctor of Chemical Sciences, Professor at the Department of Synthetic Rubber Technology Kazan National Research Technological University, General Director of JSC "Tatneftekhiminvest-holding" admin@tnhi.mi.ru; S. E. Uglovsky - General Director of LLC "NPO "Kinematics" in the center of JSC "Tatneftekhiminvest-holding" usm7@yandex.ru; M. Z. Zarifyanova - Doctor of Technical Sciences, Professor at the Department of General Chemical Technology Kazan National Research Technological University, Leading Researcher at the Department of Jet Engines and Power Plants Kazan National Research Technical University zmuslimaz@mail.ru; S. D. Vafina - Applicant at the Department of General Chemical Technology Kazan National Research Technological University, chemist-researcher LLC "Master Chemicals Nalco Champion" vaphinka@mail.ru.
