книги из ГПНТБ / Грицев Н.Д. Попутные газы и трапные нефти Башкирии

руживают такого сходства, как это отмечено для Шкапов­ ского месторождения.

Различия в составе этих нефтей прослеживаются, глав­ ным образом, по содержанию азота, метана и этана; по ко­ личеству пропана, бутанов и и-пентана, наоборот, уста­ новлена удовлетворительная сходимость.

Это указывает на то, что разгазирование нефти назван­ ных месторождений, в результате интенсивной их раз­ работки, происходит преимущественно за счет наиболее легких компонентов.

Стабилизация нефти как мера борьбы с потерями головных ее фракций

С тех пор, как началось использование бензина в дви­ гателях внутреннего сгорания, вопрос о борьбе с потерями легких фракций нефти от испарения не снимался с обсуж­ дения.

В настоящее время, в связи с поставленной задачей развития химии на базе углеводородного сырья, этот вопрос приобрел еще более актуальное значение.

Одной из радикальных мер борьбы с потерями легких фракций от испарения за последние 25—30 лет совершенно правильно считается стабилизация легких нефтей.

К числу таких нефтей относятся почти все нефти Вто­ рого Баку и, в частности, большинство нефтей Башкирии.

По вопросу о необходимости стабилизации легких неф­ тей, добываемых в республике, за последние годы у всех специалистов сложилось единое мнение, а в отдельных слу­ чаях предпринимались и предпринимаются шаги по ее осуществлению.

Однако, до сего времени остаются спорными вопросы, где осуществлять стабилизацию нефти и до какой глубины.

По вопросу, где проводить стабилизацию нефти Баш­ кирии и других районов Второго Баку, имеются две точки зрения.

Согласно одной из них нефть предлагается стабилизи­ ровать на месте ее добычи, а согласно другой — на нефте­ перерабатывающих заводах республики.

Защитники первого предложения, располагающие экспе­ риментальными данными о размерах потерь легких фракций нефти на промыслах, аргументируют его тем, что в резуль-

132

тате хранения, подготовки (обессоливания и обезвожива­ ния), транспортировки до заводов, а также хранения на заводах, теряются самые ценные углеводороды для нефте­ химии и в таких количествах, что последующая стабили­ зация нефтей на заводах будет мало эффективной.

Разделяя эту точку зрения с первыми, защитники вто­ рого предложения аргументируют его тем, что на заводах имеются возможности быстрее построить установки и на­ чать стабилизацию нефти.

Правильное решение этого вопроса может быть найде­ но после тщательных технико-экономических сопоставлений стабилизации нефти на месте ее добычи и на нефтепере­ рабатывающих заводах.

Для указанных целей прежде всего необходимы знания состава добываемой нефти и того, сколько теряется самых ценных фракций до поступления ее непосредственно на переработку.

Целью настоящей работы было получение некоторых данных, которые бы явились исходными при выполнении соответствующих расчетов для технико-экономических со­ поставлений и при проектировании нефтестабилизацион­ ных установок.

Наиболее полное представление о наличии и количе­ ственных соотношениях в нефти газообразных и жидких уг­ леводородов до н-пентана включительно можно получить на основании результатов исследования так называемых трап­ ных проб нефти. Под этой последней принято понимать нефть, выходящую из промыслового трапа после ее сепара­ ции при заданном давлении.

При наличии надежной системы герметизации всех пу­ тей двйжения и мест хранения трапную нефть можно бы­ ло бы рассматривать как сырье для стабилизационных установок; предшествующих атмосферно-вакуумным уста­ новкам нефтеперерабатывающих заводов.

Поскольку таких систем сбора нефти еще не построе­ но, трапную нефть можно рассматривать как сырье для стабилизации при условии осуществления этого процесса только на месте ее добычи.

В связи с тем, что на состав трапной нефти влияют раз­ личные факторы и в особенности давление при сепарации, перед использованием ее состава при соответствующих рас­ четах необходимо знать, какому давлению он (состав) со­ ответствует. На основании'результатов выполненных экспе­

133

риментальных работ [11, 15] известно, что чем выше давление в трапе, тем меньше выделяется из нефти раство­ ренного в ней газа и тем больше легких углеводородов остается в нефти.

При хранении такой нефти в обычных резервуарах из нее испаряется и теряется гораздо больше легких фракций, чем из нефти, отсепарированной при давлении близком к атмосферному.

В связи с тем, что на действующих промыслах осуще­ ствлена самотечная система сбора нефти и газа, рассчитан­ ная на их сепарацию при давлении в трапе 0,2 ати, в табл. 58 приводятся составы нефтей, соответствующие этому давлению. По скв. 400 (Д—II) Туймазинского месторож­ дения приведен состав нефти для давления сепарации, рав­ ного 0,4 ати, которое часто применяется на действующих промыслах.

На основании приведенных данных, рассматриваемые нефти (отобранные из трапов при давлении 0,2 ати) по со­ держанию в них самых легких, средних и наиболее тяжелых компонентов можно сгруппировать нижеследующим об­ разом:

1. По содержанию азота, метана и этана наиболее близ­ ки друг к другу трапные нефти Введеновского, СтароКазанковского, Арланского и В.-Манчарского месторож­ дений, для которых эти компоненты в сумме колеблются от 0,06 до 0,09%.

По более высокому содержанию этих компонентов близ­ ки друг к другу нефти Серафимовского, Чераульского, Туймазинского (Д—I) и Шкаповского (Д—IV) месторожде­ ний, для которых сумма этих компонентов колеблется от 0,14 до 0,21%. Нефть из первого пласта Шкаповского ме­ сторождения из названных компонентов содержит только этан в количестве 0,03%.

2. По количеству пропана и бутанов, вместе взятых, можно считать близкими друг к другу трапные нефти Введе­ новского,Старо-Казанковского, В.-Манчарского,Шкаповско­ го (Д—I) и Арланского месторождений. В названных неф­ тях количество этих компонентов находится в пределах

1,75—2,01 %.

Нефти Туймазинского, Серафимовского и Шкаповского (Д—IV) месторождений содержат повышенное против первых количество пропана и бутанов, соответственно равное 2,32, 2,43 и 3,06%.

134

3. По наиболее близкому друг к другу содержанию

При условии стабилизации трапной нефти на месте до­ бычи от нее должны быть отобраны полностью углеводоро­ ды от метана до н-бутана с тем, чтобы устранить их по­ тери, а вместе с ними и потери жидких головных углево­ дородов нефти. Как показывают данные, приведенные в табл. 58, в этом случае при стаблизации может быть отобра­ но углеводородов от метана до н-бутана от нефти Введенов­ ского, Старо-Казанковского, Шкаповского (Д—I). В.-Ман­ чарского, Арланского и Чераульского месторождений соответственно 2,07, 1,81, 1,93, 1,87, 1,76 и 1,50%. Из нефти Туймазинского, Серафимовского и Шкаповского (Д—IV) месторождений при этом может быть получено более высокое количество этих углеводородов, соответственно равное 2,49, 2,57 и 3,27%.

Количество отбираемых от нефти пентанов и более тя­ желых головных углеводородов будет зависать от режима стабилизации, который в каждом отдельном случае должен задаваться с учетом необходимой степени стабильности то­ варной нефти, а также с учетом наиболее выгодного пунк­ та (места) выделения из нефти пентанов, необходимых для органических синтезов.

Исходя из того, что газобензиновые заводы заинтере­ сованы в выпуске газобензина с более высоким концом ки­ пения (150—160°С), что может быть достигнуто при пере­ работке ими дистиллятов от стабилизации нефти, видимо, потребуется отбирать от нефти до 1 % головных жидких уг­ леводородов.

136

В этом случае следует ориентировать стабилизацию рассматриваемых нефтей на общий отбор от них газообраз­ ных и жидких углеводородов в следующих количествах: от Введеновской трапной нефти 3,07%, от Старо-Казанков- ской 2,81%, от Шкаповской (Д—I) 2,93%, от СерафимовскойЗ,57%, от В.-Манчарской 2,8796, от Туймазинской 3,4996, от Шкаповской (Д—IV) 4,24%, от Арланской 2,8596 и от Чераульской 2,649о.

В заключении следует заметить, что нефти, имеющие в своем составе после сепарации (при давлении 0,2 ати) поч­ ти одинаковое количество газообразных компонентов, в пластовых условиях по содержанию газа резко отличают­ ся друг от друга, о чем можно судить по величине газового фактора. Так, например, при практически одинаковом ко­ личестве газообразных компонентов (до н-бутана включи­ тельно) в трапных нефтях Старо-Казанковского (1,8196), В.-Манчарского (1,87%) и Арланского (1,85%) месторож­ дений, их газовые факторы соответственно составляют

62, 24 и 13 ,к:! ///.

На основании полученных данных становится соверше­ но ясным то, что при решении вопроса о стабилизации нефти данного месторождения, как указывалось выше, необхо­ димо знать ее состав после сепарации.

Данные об общем количестве газа, растворенного в не­ фти, или другие данные, позволяющие отнести нефть к классу легких или тяжелых нефтей, не могут быть достаточ­ ными при решении вопроса о необходимости и глубине ее стабилизации.

С целью ориентировочного определения глубины стаби­ лизации нефти и состава ее продуктов были проведены лабо­ раторные опыты по разгонке Туймазинской трапной нефти на приборе Гадаскина.

При разгонке проб нефти мы задавались температурами на верху колонки прибора Гадаскина в 50, 60 и 70°С. После отделения от нефти соответствующих широких, фракций во всех случаях разгонки нефти проводилась с отбором дистиллята до 200°С.

Выхода и характеристика полученных продуктов при­ водятся в табл. 59.

Из приведенных данных видно, что нефть, отобранная из трапа скв. 874 (Д—I) при давлении 0,2 ати и из трапа скв. 400 (Д—II) при давлении 0,4 шли, содержит в своем составе практически одинаковое общее количество газа,

137

Таблица 59

00

выделившегося при разгазировании и при разгонке по Гадаскииу.

Однако, выхода каждого газа для этих скважин и со­ ответствующие их составы неодинаковы: так, например, в газе от разгазировании нефти, отобранной при давлении 0,4 ати (скв. 400), в сумме содержится несколько больше метана и этана и углеводородов от и-пентана плюс высшие и меньше пропана и бутанов, чем в таком же газе из нефти, отобранной при давлении 0,2 ати (скв. 874).

По выходам дистиллятов до 50, 60 и 70°Сэти нефти близ­

составе меньше бутанов и больше углеводородов от и-пен­ тана плюс высшие, чем соответствующие дистилляты из нефти, отобранной при давлении 0,2 ати. Нам представ­ ляется, что это явление находится в соответствии с законом Томсона-Кельвина, примененного [15] для объяснения про­ цесса разгазирования нефти при разных давлениях.

Дистилляты, отогнанные при температуре от 50, 60 и 70 до 200°С, для нефтей из обоих скважин имеют практиче­ ски одинаковые выхода, но по своему составу дистилляты из нефти скв. 400 представлены соответственно более тяже­ лыми углеводородами, чем дистилляты из нефти скв. 874.

Возможно, что по составу этих дистиллятов незначи­ тельно различается нефть I и II пластов девонского возра­ ста Туймазинского месторождения.

Для более полного представления о распределении по­ тенциального количества отдельных углеводородов нефти между продуктами ее разгазирования и разгонки, по их составу и выходам, были выполнены соответствующие рас­ четы, результаты которых приводятся в табл. 60, 61 и 62.

На основании приведенных данных можно констатиро­ вать, что разгазирование и разгонка трапной нефти, отоб­ ранной из скв. 874 (Д—I) при давлении в трапе 0,2 ати, при указанных температурах верха колонки прибора Гада-

1.Метан (в нашем случае) полностью переходит из нефти в газ, который получается от приведения ее к 20°С

ибарометрическому давлению.

2.Этан и пропан распределяются между газом от раз­ газирования нефти и газом от разгонки ее на при-

139