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

боре Гадаскина одинаково для всех температур по верху колонки.

3. Бутаны одинаково и полностью распределяются меж­ ду соответствующими газами и дистиллятами, отогнанными до 50, 60 и 70°С по верху колонки.

4. При одинаковом распределении и-пентана в соответ­ ствующих газах, в дистилляты до 50, 60 и 70°С он соответст­ венно переходит в количестве 47,4, 60,6 и 71,1% от потен­ циала.

Кроме того, в дистиллят, выкипающий в пределах 50—200°С и-пентан переходит в количестве 23,7%, а в дистиллят с пределами кипения 60—200°С — в количестве 10,5% от потенциала. В дистилляте с пределами кипения 70—200°С и-пентан не содержится, так как он полностью переходит в соответствующие продукты, полученные при разгонках нефти до 70°С.

5. При одинаковом распределении и-пентана между соответствующими газами, в дистилляты до 50, 60 и 70°С он переходит соответственно в количестве 57,3, 71,3 и 78,2% от потенциала.

В дистиллят, выкипающий в пределах 50—200°С, и-пен- тан переходит в количестве 31,3%; в дистиллят с предела­

Данные, полученные для нефти из скв. 400, отобран­ ной из трапа при давлении 0,4 ати, показывают качественно такое же распределение отдельных углеводородов между полученными продуктами разгазирования и разгонки неф­ ти, но отличаются от данных, полученных для нефти из скв. 874, другими количественными соотношениями. С использованием данных, приведенных в табл. 59 (по скв.

до 50, 60 и 70°С.

Результаты упомянутых расчетов приводятся в табл. 63. С использованием состава газа, с января по май вклю­ чительно (табл. 39), и состава дистиллятов за весь 1956 г. (табл. 40) были рассчитаны средневзвешенные составы смесей продуктов от стабилизации нефти на Ишимбайском нефтеперерабатывающем] заводе по двум блокам

143:

Таблица 63

(установкам), которая осуществляется при температуре верха колонны 100—105°С, под давлением 1,5 ати, без подачи рефлюкса (орошения).

Полученные данные приводятся в табл. 64.

Данные, приведенные в табл. 63 и 64, показывают близкую сходимость количеств отдельных компонентов в продуктах от стабилизации нефти на Пшимбайском нефте­ перерабатывающем заводе и в продуктах от разгонки Туймазинской нефти на приборе Гадаскина до 50°С.

Заметное расхождение в сравниваемых продуктах на­ блюдается по содержанию метана, количество которого гораздо выше для нефтей, поступающих на завод.

Так, например, в продуктах от стабилизации нефтей на заводе содержится метана 1,7—2,2%, а в продуктах от разгонки нефти на приборе Гадаскина до 50°С—0,5%.

Такое несоответствие можно объяснить только тем, что добываемая на промыслах нефть сепарируется при давлениях гораздо выше 0,2 ати.

Кроме того, благодаря благоприятным метеорологи­ ческим условиям, соответствующим холодному периоду года, метан и другие головные углеводороды остались в нефти, доставленной на завод.

Если бы на установках по стабилизации туймазинской нефти, отсепарированной при давлении 0,2 ати, можно было воспроизвести условия, аналогичные нашим лаборатор-

144

Таблица 64

ным или значительно приблизиться к ним, то, как показы­ вают данные, приведенные в табл. 60,61,62,63, наиболее благоприятной температурой верха стабилизационной колонны мы склонны считать 50°С.

При этой температуре (в нашем случае) достигается полная дебутанизация нефти и наиболее удовлетворительное распределение пентанов между нефтестабилизационными установками на промыслах и нефтеперерабатывающими за­ водами.

Стабилизация нефти при более высокой температуре верха колонны будет связана с большим отбором головных углеводородов, и, в частности, пентанов, которые потре­ буется транспортировать на химические заводы, распо­ ложенные значительно дальше от промыслов, чем от нефтеперерабатывающих заводов. Кроме того, слишком глубокая депентанизация нефти на промыслах может небла­ гоприятно сказаться на выработке заводами бензинов установленного качества.

Для более полного представления о ресурсах газооб­ разных углеводородов, необходимых для нефтехимиче­ ских процессов, на основании среднего состава трапного

газа (Р-0,2 ати) и состава трапных нефтей (Р-0,2 ати), было подсчитано потенциальное их количество, которое может быть выделено из 1000 т нефти, при условии ее стабили­ зации (дебутанизации) на промыслах.

Результаты этих подсчетов для основных месторожде­ ний нефти показываются в табл. 65.

Если принять все приведенные в табл. 65 углеводороды от 1000 т нефти за 100%, то их количество в легких трап­ ных нефтях сакмаро-артинских и девонских отложений составляет 35—48%, а в тяжелых трапных нефтях угле­ носной свиты 56—63%. Остальное количество этих угле­ водородов содержится в трапном газе.

С учетом этого следует иметь в виду, что основным ис­ точником получения пропана и бутанов из тяжелых нефтей республики следует считать трапные нефти, а не трапный газ, как это имеет место для легких нефтей.

Поскольку наибольшее общее количество этих углево­ дородов характерно для газа и нефтей из сакмаро-артин­ ских и девонских отложений, необходимо в первую очередь направлять капиталовложения на быстрое строительство объектов сбора и отбензинивания попутного газа и стаби­ лизации нефти на Шкаповском, Туймазинском, Серафимовском, Введеновском и Старо-Казанковском месторождениях.

Помимо изучения углеводородного состава дистилля­ тов с пределами кипения 50—200, 60—200 и 70—200°С были выполнены работы по определению для них других харак­ теристик, которые приводятся в табл. 66.

Приведенные данные подтверждают, что дистилляты с пределами кипения 50—200, 60—200 и 70—200°С из нефти скв. 400 (Д—II) несколько тяжелее, чем соответствующие дистилляты из нефти скв. 874 (Д- I).

В тех же дистиллятах для обоих скважин, по отноше­ нию к дистиллятам с пределами кипения НК—200, коли­ чество серы увеличилось:

вдистилляте 50—200°С (соответственно скв. 874 и 400)

в1,3—1,1 раза;

„ 60—200° С в 1,7—1,2 раза;

146

Нам представляется, что приведенные изменения ха* рактеристик дистиллятов (от которых отогнаны головные фракции до 50° С), при наличии на нефтеперерабатывающих заводах крекинг процесса, даже при нашей (лабораторной) глубине отбора головных фракций, не явятся препятствием

ввыпуске бензинов соответствующей спецификации.

Вслучае затруднений в этом отношении может быть применен, как добавка к заводским бензинам, газобензин

идистилляты от стабилизации нефти на промыслах. При изучении состава трапной нефти Туймазинского

месторождения (скв. 874 и 400) была сделана попытка выявить потери головных углеводородов, по мере движе­ ния добытой трапной нефти до пункта сдачи товаро-тран­ спортному управлению.

С этой целью пробы трапной нефти, нефти из резер­ вуаров цеха № 1 (3 и 4 участки) НПУ «Туймазанефть» и нефти подготовленной на Нарышевской ЭЛОУ при сдаче, были отобраны 28 апреля 1958 г.

Все названные нефти одинаково разгонялись на при­ боре Гадаскина до 70° С, полученные газ и дистиллят иссле­ довались, а затем по выходам и составу этих продуктов рассчитывался состав нефтей.

Для удобства сопоставления в табл. 67 приводится состав названных нефтей и показываются потери головных угле­ водородов.

Из приведенных данных видно, что в нефти, отобран­ ной из промыслового резервуара содержится больше голов* ных углеводородов, чем в нефти, отобранной из трапа при давлении 0,2 ати и из резервуара ЭЛОУ при сдаче товар­ ной нефти.

Как ни странно, но такой парадоксальный случай не только возможен, а, видимо, часто имеет место на промыс­ лах. Дело в том, что по условиям, диктуемым необходи­ мостью подачи газа и поднятой на поверхность нефти до резервуаров (при отсутствии насосов и при наличии небла­ гоприятного рельефа местности), на трапах держится давление в ряде случаев выше 0,2 ати.

Отсепарированная при этих условиях нефть, вполне естественно, содержит больше головных углеводородов, чем нефть из трапа, отобранная при давлении 0,2 ати.

Будучи перекаченной в промежуточные промысловые резервуары и не успевшая за короткое время хранения при благоприятных метеорологических условиях потерять го*

149

ловные углеводороды, такая нефть (отобранная нами) по­ ступает на ЭЛОУ и только там при подготовке (обезвожи­ вании и обессоливании) и при хранении теряет эти углево­ дороды и становится более тяжелой, чем трапная нефть.

Для подтверждения наших представлений о причинах несоответствия составов нефтей ожидаемым (при едином режиме сепарации нефти на всех скважинах резервуарная нефть должна быть тяжелее трапной) нами была выполнена работа по выборочным замерам фактического давления в трапах по трем участкам первого цеха и по 3, 5 и 6 цехам Туймазинского месторождения.

Результаты средневзвешенных трапных давлений оказа­ лись равными: по первому и второму участкам первого цеха (для трех скважин на каждом) соответственно — 0,34 и 0,47 ати и по третьему участку для 12 скважин — 0,32 ати.

150