CC BY
48
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ, ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ, ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ И ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ
УДК 622.279.23
Ключевые слова:
газоконденсат,
фракционный
состав,
компонентный
состав,
групповой
углеводородный
состав,
бензиновые,
керосиновые,
дизельные
фракции,
газожидкостная
хроматография.
Keywords:
gas condensate,
fractional
composition,
component
composition,
the group's
hydrocarbon
composition,
gasoline,
kerosene,
diesel fractions,
gas chromatography.
Н.М. Парфенова, Л.С. Косякова, И.М. Шафиев, Е.Б. Григорьев, М.М. Орман, И.В. Заночуева
Перспективы использования газоконденсатов Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения
Разработка Южно-Киринского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) осуществляется по проекту «Сахалин-3», являющемуся одним из первоочередных объектов освоения Сахалинского шельфа в рамках Восточной газовой программы ПАО «Газпром». Ввод месторождения в эксплуатацию, ранее запланированный на 2018 г., перенесен ПАО «Газпром» на 2019 г. из-за необходимости корректировки оценки его запасов [1].
Южно-Киринское НГКМ расположено в пределах Киринского блока, находящегося в южной части Северо-Сахалинского прогиба (рис. 1).
Расстояние от береговой линии о. Сахалин составляет 35 км. Глубина моря в районе месторождения - 110-320 м. В 2010-2011 гг. ООО «Газфлот» были пробурены первые две скважины на Южно-Киринской структуре, выявившие промышленную газоконденсатную залежь в породах дагинского горизонта миоцена. В 2013 г. были пробурены скв. 3 и 4, в 2014 г. - скв. 5 и 6. Месторождение многопластовое. Толщина продуктивных пластов - от 14 до 26 м.
В связи с тем что в ближайшие годы запланирована промышленная эксплуатация Южно-Киринского НГКМ, исследование химической природы и направлений рационального использования конденсатов является актуальным и своевременным. Сведения, полученные для конденсатов в их исходном состоянии, особенно важны для процесса мониторинга физико-химических характеристик, изменяющихся в процессе эксплуатации месторождения.
В настоящей работе представлены результаты комплексного физико-химического исследования конденсатов из всех шести поисково-разведочных скважин месторождения: скв. 1 (I—III объекты разработки), скв. 2 (I—II объекты), скв. 3 (II объект), скв. 4 (II объект), скв. 5 (II-III объекты), скв. 6 (II-III объекты). Интервал перфорации скважин - 2655-2848 м. Исследования конденсатов включали характеристику топливных фракций и направления рационального использования конденсатов. Все исследования проводились в соответствии с действующими нормативными документами.
Общая характеристика конденсатов Южно-Киринского НГКМ
Конденсаты из скв. 1-6 Южно-Киринского ГКМ характеризуются величинами плотности 742,0-748,8 (скв. 1-3) и 750,1-754,6 кг/м3 (скв. 5-6), согласно которым конденсаты относятся к типу легких и средних соответственно. Во фракционном составе (по ГОСТ 2177) температура 10%-ного отгона изменяется в интервале 63,1-77,1 °С, 50%-ного отгона - в интервале температур 133,3-145,8 °С, 80%-ного отгона - в интервале температур 224,8-239,3 °С. Различие в обозначенных точках выкипания конденсатов составляет 12-13 °С. Конец кипения конденсатов равен 298,1-300,5 °С, остаток перегонки - 3,0-4,4 % об. Фракция, выкипающая до 200 °С, составляет примерно 73 % об.
Ожно-Киринское НГКМ
Охотское море о. Сахалин
50 100 км
Рис. 1. Месторождения Киринского блока
Особняком в этом ряду находится конденсат из скв. 4, более тяжелый по плотности (765,5 кг/м3) и другим физико-химическим свойствам, однако, как и другие конденсаты, выкипающий в том же температурном интервале (НК-300 °С). Во фракционном составе этого конденсата содержится меньшее количество легких фракций и большее тяжелых.
Конденсаты малопарафинистые (содержание парафина составляет 0,15-0,60 % масс.), малосмолистые (содержание смол силикагеле-вых колеблется в интервале 0,09-0,22 % масс.).
Низкое содержание парафина в конденсате и наличие довольно большого количества легких фракций до 120 °С (примерно 40 % по объему) обусловливают низкие температуры помутнения ((-29)-(-43) °С) и застывания (ниже -60 °С). Потеря текучести конденсатов наблюдается только в районе температур (-50)-(-54) °С, что обеспечивает благоприятные условия для их транспортировки при низких температурах. Бесспорным преимуществом конденсатов является очень низкое содержание серы - 0,03-0,04 % масс.
На рис. 2 приведено сравнение конденсатов Южно-Киринского НГКМ по фракционному составу. Показано, что кривые расположены достаточно близко друг к другу (это свидетельствует о схожести фракционных составов), но не сливаются, поскольку, как было отмечено выше, наблюдается некоторое различие по температурам отгона конденсатов. Тем не менее, можно считать, что конденсаты из скв. 1-6 Южно-Киринского НГКМ схожи по фракционному составу, но не идентичны. Конденсат из скв. 4 является более тяжелым по фракционному составу по сравнению с другими конденсатами.
Компонентный состав конденсатов
Исследование компонентного состава стабильного конденсата проводилось с использованием газового хроматографа Varían CP 3800, снабженного высокоэффективной 50-метровой капиллярной колонкой с нанесенной неподвижной фазой CP-Sil 5 CB, пламенно-ионизационным детектором и автодозатором. Анализ проводился в режиме программирования температуры. Обработка результатов осуществлялась с использованием пакета прикладных программ Galaxie.
Результаты газожидкостной хроматографии (ГЖХ) показали, что протяженность ряда н-алканов составляет С2-С29. Молекулярно-концентрационный максимум находится в области углеводорода (УВ) С5. Суммарное содержание н-алканов в конденсате - 26,45-29,65 % масс. Конденсаты на 43-56 % масс. состоят из фракции низкокипящих УВ С5-С8, средняя фракция С8-С16 - в количестве 34-47 % масс.
На долю высококипящих УВ С16-С27 приходится менее 7 % масс. Изопреноидные алканы обнаружены в количестве 2,42-4,06 % масс., из них низкокипящие IPCU-IPC15 составляют более 50 %. Пристан и фитан в конденсате содержатся в количествах 0,30-0,44 и 0,20-0,27 % масс. соответственно.
Групповой углеводородный состав конденсата
В групповом углеводородном составе всех исследованных конденсатов (рис. 3) метановые УВ преобладают над нафтеновыми и ароматическими. В дистиллятной части конденсатов НК-300 °С содержание метановых УВ составляет 54,87-57,77 % масс., нафтеновых - 30,16-34,00 % масс. и ароматических -9,55-15,83 % масс. На основании полученного распределения углеводородов конденсаты Южно-Киринского НГКМ можно отнести к метаново-нафтеновому типу.
Данные рис. 3 показывают, что групповые составы конденсатов достаточно схожи, но не идентичны. Из общей группы можно выделить конденсат из скв. 1 (III об.) с самым низким содержанием ароматических УВ (9,55 % масс.) и самым высоким содержанием нафтеновых УВ (34 % масс.), а также конденсат из скв. 4 (II об.) с самым высоким содержанием ароматических УВ (17,93 % масс.) и самым низким содержанием метановых УВ (50,94 % масс.). Все остальные конденсаты содержат 54,0-57,7 % масс. метановых УВ, 31,0-32,0 % масс. нафтеновых УВ и 11,4-14,2 % масс. ароматических УВ.
О 350
&
!з зоо
♦ СКВ. 1 (I об.) И скв. 1 (II об.) СКВ. 1 (III об.) ♦ скв. 2 (I об.) —♦— СКВ. 2 (II об.) —*— скв. 3 (II об.) И скв. 5 (II об.) — СКВ. 5 (III об.) ♦ СКВ. 6 (II об.) ф СКВ. 6 (III об.) -И- СКВ. 4 (II об.)
250
200
150
100
50
20
40
60
100
Выход, % об.
Рис. 2. Сравнение фракционных составов конденсатов из скв. 1-6 Южно-Киринского НГКМ
0
0
6 70 ^ 60 и 50 5 40 30 20 10 0
Метановые УВ Нафтеновые УВ Ароматические УВ
Рис. 3. Групповые углеводородные составы конденсатов из скв. 1-6 Южно-Киринского НГКМ
А СКВ. 1 (I об.) А СКВ. 1 (II об.) СКВ. 1 (III об.) —Ш— скв. 2 (I об.) -А- СКВ. 2 (II об.) ♦ скв. 3 (II об.) ♦ скв. 5 (II об.) -♦- СКВ. 5 (III об.) ♦ СКВ. 6 (II об.) ♦ СКВ. 6 (III об.) -Ш- СКВ. 4 (II об.)
Характеристика топливных фракций
С целью выбора рационального направления использования конденсатов Южно-Киринского НГКМ на соответствие товарным топли-вам были исследованы бензиновые фракции НК-120 и НК-200 °С, керосиновая фракция 120-240 °С и фракция дизельного топлива 180-300 °С.
Эксплуатационные характеристики исследованных бензиновых фракций (скв. 2, 3, 6 (II об.)) приведены в табл. 1.
Бензиновые фракции конденсатов НК-120 °С характеризуются довольно высокими октановыми числами для прямогонных бензинов (69,371,3 п. по моторному методу и 71,3-75,2 п. по исследовательскому методу) при норме не менее 66 п. по моторному методу. Однако эти фракции не отвечают требованиям ТУ 51-03-11-88 к фракции газоконденсатной бензиновой прямо-
гонной как компоненты для автобензинов га-зоконденсатных прямогонных по нормируемому показателю давления насыщенных паров (норма - 66-93 кПа). Широкая бензиновая фракция НК-200 °С не отвечает требованиям ТУ 51-03-11-88 по нормируемому показателю давления насыщенных паров и величине октанового числа (всего 64,1-64,5 п. по моторному методу). Плотность и теплота сгорания для прямогонных бензиновых фракций не нормируются, но в среднем для стандартных автобензинов теплота изменяется в интервале 44100-46200 кДж/кг, а плотность составляет 712-742 кг/м3. Несомненной положительной характеристикой бензиновых фракций конденсатов является практическое отсутствие серы (0,002 % масс. для фракции НК-120 °С и 0,01 % масс. для фракции НК-200 °С) при норме не более 0,05 % масс.
Таблица 1
Эксплуатационные характеристики бензиновых фракций
Показатель Фракция
НК-120 °С НК-200 °С
№ скважины (№ объекта)
2 (II) 3 (II) 6 (II) 2 (II) 3 (II) 6 (II)
Плотность при 20 °С, кг/м3 704,5 697,2 701,8 732,8 727,6 730,5
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 0,65 0,56 0,56 0,78 0,77 0,77
Октановое число, метод, п.:
• моторный 71,3 69,3 69,8 64,1 63,7 64,5
• исследовательский 75,2 72,3 73,3 68,2 66,8 68,4
Давление насыщенных паров, кПа 1,49 1,67 1,55 0,77 1,03 0,81
Теплота сгорания, кДж/кг:
• низшая 43800 44000 43900 43450 43700 43600
• высшая 47800 48000 47900 47050 47400 47200
На основании приведенных характеристик бензиновых фракций НК-120 и НК-200 °С их можно рекомендовать к использованию в качестве базовых для производства бензинов с последующим улучшением характеристик.
Характеристика керосиновых фракций конденсатов, выкипающих в интервале температур 120-240 °С, (скв. 2, 3, 6 (II об.)) приведена в табл. 2.
По всем показателям керосиновые фракции конденсатов, выкипающие в интервале температур 120-240 °С, удовлетворяют требованиям ГОСТ 10227-86 по нормам для марки первого сорта топлива для реактивных двигателей. Для производства топлива высшего сорта необходимо применение присадки, улучшающей вязкость фракции.
Характеристика фракций дизельного топлива, выкипающей в пределах 180-300 °С, (скв. 2, 3, 6 (II об.)) приведена в табл. 3.
Фракции дизельного топлива конденсатов, выкипающие в температурном интервале 160-300 и 180-300 оС, по всем основным показателям (плотности, фракционному составу,
цетановому числу, температурам помутнения и застывания) соответствует по норме дизтопли-ву марок Л и З. Однако для применения этих фракций в производстве дизельного топлива необходимы присадки, повышающие вязкость.
В заключение можно сформулировать следующие выводы.
1. Конденсаты Южно-Киринского НГКМ, отобранные из разведочных скважин 1-3, 5, 6 трех эксплуатационных объектов, по величине плотности являются конденсатами легкого (скв. 1-3 с плотностью 742,0-748,8 кг/м3) и среднего (скв. 5-6 с плотностью 750,1-754,6 кг/м3) типов. Конденсаты малопарафинистые, малосмолистые, малосернистые, по химическому составу относящиеся к метаново-нафтеновому типу. Выкипают в интервале температур НК-300 °С с остатком 5,5-6,4 % масс. По физико-химическим характеристикам и фракционному составу конденсаты схожи между собой, но не идентичны. По всем параметрам наблюдаются некоторые различия.
2. Бензиновые, керосиновые и дизельные фракции конденсатов характеризуются
Таблица 2
Характеристика керосиновых фракций конденсатов
Показатель № скважины (№ объекта) Норма для марки топлива для реактивных двигателей*
2 (II) 3 (II) 6 (II)
ТС-1
сорт
высший первый
Плотность при 20 °С, кг/м3 779,6 780,7 779,7 Не менее 780 кг/м3 ** Не менее 775 кг/м3
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 1,23 1,26 1,19 Не менее 1,30 Не менее 1,25
-тт- 1 *** Характеристика фракционного состава :
• температура перегонки, °С:
- начало перегонки 135,4 131,3 129,0 Не выше 150 Не выше 150
- перегонка 10 % об. 145,9 146,2 144,7 Не выше 165 Не выше 165
- 50 % об. 165,8 170,2 164,5 Не выше 195 Не выше 195
- 90 % об. 213,4 219,5 213,8 Не выше 230 Не выше 230
- 98 % об. 228,8 236,1 229,1 Не выше 250 Не выше 250
• остаток от разгонки, % 1,1 1,2 1,2 Не более 1,5 Не более 1,5
• потери от разгонки, % 0,7 0,6 0,7 Не более 1,5 Не более 1,5
• температура начала кристаллизации, °С Ниже -60 Ниже -60 Ниже -60 Не выше -60
• массовая доля ароматических УВ, % 17,5 15,0 20,4 Не более 22 Не более 22
* ГОСТ 10227-86 «Топлива для реактивных двигателей».
** ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности».
*** ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава».
Таблица 3
Характеристика фракций дизельного топлива конденсатов
Показатель № скважины (№ объекта), фракция Норма для марки дизтоплива*
2 (II), 160-300 °С 3 (II), 180-300°С 6 (II), 180-300°С
Л З
Плотность при 20 °С, кг/м3 802,9 814,8 811,4 Не более 860 Не более 840
Плотность при 15 °С, кг/м3 806,4 818,1 814,7 - -
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм2/с 2,11 2,56 2,54 3,0-6,0 1,8-5,0
-тт- 1 *** Характеристика фракционного состава :
• температура перегонки, °С:
- 50 % об. 206,5 225,0 220,6 Не более 280 Не более 280
- 95 % об. 265,5 271,4 268,7 Не более 360 Не более 340
• температура помутнения, °С -41 -41 -41 Не выше -5 Не выше -25
• температура застывания, °С -59 -50 -58 Не выше -10 Не выше -35
• цетановое число, ед.(расчетное**) 45 46,6 47,0 Не менее 45 Не менее 45
* ГОСТ 305-82 «Топливо дизельное. Технические условия».
** ГОСТ 27768-88 «Топливо дизельное. Определение цетанового индекса расчетным методом».
высокими выходами, благоприятными химическими составами и высоким уровнем основных эксплуатационных характеристик, что позволяет рекомендовать эти фракции в качестве основы для получения соответствующих топлив.
3. Рекомендуются два варианта переработки конденсатов Южно-Киринского НГКМ:
• топливный вариант - использование бензиновых, керосиновых и дизельных фракций
конденсатов в качестве основы в процессах получения топлив различных марок;
• нефтехимический вариант - производство ценного углеводородного сырья для нефтехимии из легкой части конденсатов (до 150 °С): метилциклогексана, толуола, ксилолов, поскольку содержание их в конденсатах заметное: метилцклогексана - 4,4-4,7 % масс.; толуола - 2,4-2,6 % масс., ксилолов - 3-4 % масс.
Список литературы
1. «Газпром» переносит ввод Южно-Киринского месторождения на 2019 год // Oil&Gas J. Russia. - 2014. - № 6. - С. 10.
