97049

Проект установки каталитического рифрминга при переработке смеси нефтей Дунга-Еспелисай и Узен производительностью 3 млн.т/год

Курсовая

География, геология и геодезия

Нефть и углеводородные газы универсальное сырье для производства огромного количества химических продуктов. Дегазированная нефть характеризуется малым содержанием окисленных продуктов 35−39 и высоким потенциалом светлых фракций 46 что предопределяет низкие плотности и вязкости в поверхностных условиях...

Русский

2015-10-13

1.24 MB

7 чел.

Проект установки каталитического рифрминга при  переработке смеси нефтей Дунга-Еспелисай и Узен производительностью 3 млн.т/год

Содержание

                                                                                                                        стр

Введение………………………………………………………………………4

  1.  Литературный обзор………………………………………………………...6
    1.  Основы и назначение процесса……………………………………………...6
    2.  Параметры процесса каталитического риформинга………..……………...7
    3.  Сырье  и продукты каталитического риформинга………………………..9
    4.  Катализаторы риформинга………..………………………………………..11
    5.  Установки каталитического риформинга………………………………..12

    1.6Принципы модернизации технологических установок каталитического

   риформинга…………………………………………………………………18

  1.  Технологическая часть……………………………………………………23
    1.  Физико-химическая характеристика нефти……………………………….23
    2.  Описание поточной схемы переработки нефти…………………………..36
    3.  Расчет материального баланса установок входящих в поточную схему..37
    4.  Описание технологической схемы………………………………………...46
    5.  Технологический расчет основного аппарата…………………………….47

Заключение………………………………………………………………….57

Список литературы…………………………………………………………58

Графическая часть

         

         

       

         Введение

Нефтегазоперерабатывающая промышленность является одной из экономически наиболее значимых составляющих топливно-энергетического комплекса любого государства. Природный газ является дешевым энергетическим и бытовым топливом. Перегонкой нефти получают автомобильные бензины, керосин, реактивное, дизельное и котельное топливо. Из высококипящих фракций нефти производят большой ассортимент смазочных и специальных масел, консистентных смазок. При переработке нефти вырабатывают парафин, сажу для резиновой промышленности, нефтяной кокс, многочисленные марки битумов для дорожного строительства и другие товарные продукты. Нефть и углеводородные газы – универсальное сырье для производства огромного количества химических продуктов. Следовательно, без продуктов переработки нефти и газа, т.е. без энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, вычислительной и космической техники, разнообразных химических материалов, всех видов транспорта и т.д. трудно представить жизнь современного человека.

Согласно прогнозам, к 2020 г. мировое потребление энергии может достичь 10-12 млрд тонн нефтяного эквивалента (т.н.э.), а к 2050 г. увеличится до 12,5-26 млрд, т.н.э. по сравнению с 8,7 млрд, т.н.э. в 1990 г. При этом универсальным энергоресурсом останется жидкое топливо, и его переработка будет иметь важное значение в ближайшие десятилетия.

Основная тенденция развития мировой нефтепереработки будет состоять в создании крупных мощностей глубокой переработки нефтяных остатков на базе современных, достаточно отработанных в промышленном масштабе энергосберегающих технологий.

Основными видами нефтяных остатков, используемых в качестве сырья гидропроцессов, являются прямогонные фракции - остатки атмосферной (мазуты) и вакуумной (гудроны) перегонки нефти. Они представляют собой смесь высокомолекулярных углеводородов (мальтенов), смол и асфальтенов. Наличие в остатках гетеросоединений, содержащих наряду с углеродом серу, азот, кислород и металлы, сильно усложняет технологию их переработки и существенно ухудшает качество выпускаемых продуктов. Основные компоненты нефтяных остатков - ароматические, парафиновые и нафтеновые углеводороды сложного смешанного строения.

Наиболее эффективными способами переработки нефтяных остатков в моторные топлива являются такой деструктивный процесс, как каталитический риформинг.

Каталитический риформинг является одним из основных процессов производства высокооктановых компонентов автомобильных бензинов как в России, так и за рубежом. Рост потребления автобензинов и сокращение мировых запасов нефти ставят совершенствование технологии риформинга в список наиболее актуальных проблем мировой и отечественной нефтепереработки.

Качество сырья риформинга определяется его фракционным и химическим составом.

Фракционный состав сырья выбирается в зависимости от целевого назначения процесса. Если процесс проводится с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов, то для получения бензола, толуола и ксилолов используют соответственно фракции, содержащие углеводороды С6 (62-85°С), С7 (85-105°С) и C8 (105-140°С). Если риформинг проводится с целью получения высокооктанового бензина, то сырьем обычно служит фракция 85-180°С соответствующая углеводородам С710.

Актуальность.  Из приоритетных направлений переработки нефти

является каталитический риформинг

Процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола, ксилолов - сырья нефтехимии. 

Процесс каталитического риформинга используют в основном для облагораживания бензиновых фракций с получением указанных выше высококачественных бензинов. В стабилизационной секции установки получают стабильный бензин, характеризующийся низким давлением насыщенных паров и утяжеленным фракционным составом. 

Цель работы. Разработать схему переработки смеси нефтей месторождении Дунга-Еспелисай – Узен, основываясь на их физико – химических характеристиках. Произвести технологический расчет основного аппарата процеса каталитического рифоринга.

       

   

1 Литературный обзор

  1.  Основы и назначение процесса

Процесс каталитического риформинга бензиновых фракций (риформинга бензинов) является одним из важнейших процессов современной нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Процесс риформинга предназначен для производства высокооктановых компонентов автомобильных бензинов и для производства легких ароматических углеводородов – бензола, толуола и ксилолов. Весьма важным продуктом процесса риформинга является водородсодержащий газ с высоким содержанием водорода, который используется для гидроочистки широкого ассортимента нефтяных фракций, для процесса гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций и других гидрогенизационных процессов.

Процесс каталитического риформинга является сложным химическим процессом. Это обусловлено, прежде всего, химическим составом исходного сырья процесса – разнообразных бензиновых фракций. В состав так называемой широкой фракции бензина входит более 150 углеводородов. Это углеводороды трех основных групп: парафиновые углеводороды нормального и изостроения, нафтеновые углеводороды с пятичленными и шестичленными циклами с одной или несколькими замещающими алкильными группами и ароматические углеводороды, которые обычно представлены бензолом, толуолом, ксилолами и незначительным количеством более тяжелых алкилбензолов. Среди парафинов преобладают углеводороды нормального строения и монометилзамещенные структуры. Нафтены представлены гомологами циклопентана и циклогексана.

Научные основы процесса каталитического риформинга были подготовлены работами русских учёных. Так ещё в 1911г. Н.Д. Зелинским была показана возможность дегидрогенизации шестичленных нафтеновых углеводородов при температуре выше 300°С над платиновым и палладиевым катализаторами количественно, практически без побочных реакций. В том же году дегидрогенизацию нафтеновых углеводородов при контакте их с оксидом металлов осуществили В.Н. Ипатьев и Н. Довгелевич. В 1936г. в СССР одновременно в трёх лабораториях была открыта реакция непосредственной дегидроциклизации парафиновых углеводородов в ароматические. Б.Л. Молдавский и Г.Д. Камушер в ГИВДс осуществили дегидроциклизацию парафинов на оксиде хрома при температуре 450-470°С. В.И. Каржёв, М.Г. Северьянова и А.Н. Сиова во ВНИГИ наблюдали реакции дегидроциклизации парафинов на меднохромовом катализаторе при температуре 500-550°С. Б.А. Казанский и А.Ф. Платэ в МГУ показали возможность дегидроциклизаци парафиновых углеводородов в присутствии платинированного угля при температуре 300-310°С.

Основой процесса каталитического риформинга бензинов являются реакции, приводящие к образованию ароматических углеводородов. Это реакции дегидрирования шестичленных и дегидроизомеризации пятичленных нафтеновых углеводородов, дегидроциклизация парафиновых углеводородов. Кроме того, второй по значимости в процессе каталитического риформинга является реакция изомеризации углеводородов.

Наряду с изомеризацией пятичленных и шестичленных нафтенов изомеризации подвергаются парафиновые и ароматические углеводороды. Существенную роль в процессе играют реакции гидрокрекинга парафинов, сопровождающиеся газообразованием. При каталитическом риформинге протекают также реакции раскрытия пятичленного кольца нафтенов с образованием соответствующих парафиновых углеводородов.

  1.  Параметры процесса каталитического риформинга

В процессе каталитического риформинга важную роль играют температура, давление и объемная скорость подачи сырья. Влияние этих параметров принципиально то же, что и при каталитическом крекинге, но особое значение имеет выбор рабочего давления, так как оно в значительной мере определяет технологию и результаты процесса. Целесообразно повышать температуру от первого реактора к последнему: в результате снижается роль реакции гидрокрекинга в первых реакторах. Кроме того, общая глубина ароматизации зависит от правильного распределения катализатора между реакторами. Соотношение это обычно составляет 1 : 2-3 : 4-6; чем больше парафиновых углеводородов в сырье, тем больше катализатора приходится размещать в последнем реакторе.

Повышение давления препятствует быстрому отравлению катализатора; частично это происходит вследствие того, что закоксовывание катализатора и чувствительность к отравлению вредными примесями с повышением давления значительно уменьшаются. В результате уменьшается выход водорода, жидких продуктов процесса и содержание в них ароматических углеводородов; одновременно увеличивается выход газов. При снижении давления резко увеличивается скорость закоксовывания катализатора, а следовательно, сокращается paбочий цикл установки, поэтому для промышленной реализации процесса при пониженном давлении с межрегенерационным периодом 6-9 месяцев нужны усовершенствованные платиновые катализаторы риформинга – би- или полиметаллические. Применение биметаллических катализаторов, в первую очередь платинорениевых, медленнее закоксовывающихся и хорошо регенерирующихся, позволило проводить процесс под давлением 1,5-2 МПа с периодической регенерацией. Таким образом, снижение давления позволяет при меньших температурах получать более высокие выходы катализата и водорода, а также увеличить содержание водорода в циркулирующем газе. Проведение риформинга на полиметаллическом катализаторе при 1,5 МПа по сравнению с катализатором АП-64 при 3,5 МПа позволило снизить температуру риформинга на 20 °С, повысить выход катализата на 9 и водорода на 1% (масс.) и одновременно увеличить концентрацию водорода в циркулирующем в системе газе почти на 11% (об.).

С повышением температуры в процессе каталитического риформинга при прочих равных условиях уменьшаются выход стабильного катализата и содержание водорода в циркулирующем водородсодержащем газе, повышаются содержание ароматических углеводородов в катализате и его октановое число, а также отложение кокса на катализаторе. Кроме того, возрастает выход более легких углеводородов – пропана, бутана и изо-бутана (очевидно, вследствие усиления реакций гидрокрекинга углеводородов, как содержащихся в сырье, так и вновь образующихся в процессе риформинга).

Однако с повышением температуры увеличивается и закоксовывание катализатора. Таким образом, температуру каталитического риформинга следует подбирать в сочетании с другими параметрами процесса; следует также обращать внимание на качество сырья и катализатора.

С повышением объемной скорости подачи сырья увеличиваются выход стабильного продукта и содержание водорода в циркулирующем газе, снижается выход водорода, легких углеводородов и, что особенно важно, ароматических углеводородов. Таким образом, ресурсы ароматических углеводородов при каталитическом риформинге снижаются, а выход бензина, хотя и увеличивается, но октановое число его становится меньше; давление насыщенных паров бензина и содержание в нем ароматических углеводородов и фракций, выкипающих до 100 °С, также уменьшаются.

  Первая установка риформинга была пущена по лицензии фирмы UOP в 1949 г. Это был "полурегенеративный риформинг", то есть каталитический риформинг на алюмоплатиновом катализаторе в реакторах со стационарным слоем и с периодической остановкой установки для регенерации катализатора. Основными лицензиарами процесса риформинга в мире являются 9 фирм, причем лидерство принадлежит UOP, по лицензиям которой построено около 800 установок. В бывшем СССР разработкой процесса занимались институты "ВНИИНефтехим" и "Ленгипронефтехим".

Процесс

Разработчик

Первая установка

Платформинг (полурегенеративный)

UOP

1949 г.

Синклер-Бейкер (полурегенеративный)

Sinclair-Baker

1952 г.

Гудриформинг (полурегенеративный)

Houdry

1953 г.

Ультраформинг (с периодической регенерацией)

Exxon

1953-1956 гг.

Пауэрформинг (с периодической регенерацией)

IFP (Французский институт нефти)

1954 г.

Каталитический риформинг (с периодической регенерацией)

IFP

1964 г.

Магнаформинг (с периодической регенерацией)

Atlantic Richfield

1967 г.

Рениформинг (полурегенеративный)

Chevron

1970 г.

Платформинг (с непрерывной регенерацией)

UOP

1971 г.

Каталитический риформинг (с непрерывной регенерацией)

IFP

1973 г.

Аромайзинг (с непрерывной регенерацией)

IFP

1977 г.

Технологический режим и материальный баланс процесса.

  Первая установка риформинга была пущена по лицензии фирмы UOP в 1949 г. Это был "полурегенеративный риформинг", то есть каталитический риформинг на алюмоплатиновом катализаторе в реакторах со стационарным слоем и с периодической остановкой установки для регенерации катализатора. Основными лицензиарами процесса риформинга в мире являются 9 фирм, причем лидерство принадлежит UOP, по лицензиям которой построено около 800 установок. В бывшем СССР разработкой процесса занимались институты "ВНИИНефтехим" и "Ленгипронефтехим".

Процесс

Разработчик

Первая установка

Платформинг (полурегенеративный)

UOP

1949 г.

Синклер-Бейкер (полурегенеративный)

Sinclair-Baker

1952 г.

Гудриформинг (полурегенеративный)

Houdry

1953 г.

Ультраформинг (с периодической регенерацией)

Exxon

1953-1956 гг.

Пауэрформинг (с периодической регенерацией)

IFP (Французский институт нефти)

1954 г.

Каталитический риформинг (с периодической регенерацией)

IFP

1964 г.

Магнаформинг (с периодической регенерацией)

Atlantic Richfield

1967 г.

Рениформинг (полурегенеративный)

Chevron

1970 г.

Платформинг (с непрерывной регенерацией)

UOP

1971 г.

Каталитический риформинг (с непрерывной регенерацией)

IFP

1973 г.

Аромайзинг (с непрерывной регенерацией)

IFP

1977 г.

  1.  Сырье  и продукты каталитического крекинга

В качестве сырья каталитического риформинга применяют бензиновые фракции с началом кипения 60˚С и выше и концом кипения не выше 180˚С. Фракции, выкипающие ниже 60˚С, нет смысла подвергать риформированию, так как в них не содержится ни циклоалканов, ни алканов, способных перейти в арены (ароматические углеводороды), а есть только углеводороды с числом атомов углерода менее шести, превращающиеся в условиях процесса в углеводородный газ. Это балластные фракции, повышающие нагрузку установки, увеличивающие выход газа, при этом на газообразование расходуется водород. Утяжеление фракционного состава сырья выше 180˚С приводит к росту скорости отложения кокса на катализаторе, вследствие чего сокращается его срок службы.

В зависимости от назначения установки применяют бензиновые фракции с различными пределами выкипания. Для производства высокооктанового компонента бензина используют фракции 85 - 180˚С и 105 - 180˚С; для получения индивидуальных углеводородов: бензола - фракцию 60 - 85˚С, толуола - 85 -105˚С, ксилолов - 105 - 140˚С; смеси бензола, толуола, ксилолов - 62 - 140˚С, а при одновременном получении и аренов и высокооктанового бензина - фракцию 62 - 180˚С.

Углеводородный состав сырья оказывает влияние на выход катализата риформинга и содержание в нем аренов, а также на выход водорода в процессе риформинга и на тепловой эффект реакции. Чем больше циклоалканов и аренов содержится в сырье, тем выше выход бензина риформинга. Это связано с тем, что скорость реакций дегидрирования циклоалканов во много раз больше скорости дегидроциклизации алканов. В результате на катализаторе в первую очередь протекают превращения нафтеновых углеводородов (рис 5.2).

В ряду циклогексаны, циклопентаны и алканы скорость ароматизации снижается. При одних и тех же условиях циклогексаны успевают превратиться в ароматические углеводороды практически полностью, в то время как циколопентаны и алканы всего на 10-15 % (рис. 5.3). В результате чего в первом реакторе риформинга в основном протекает реакция дегидрирования нафтеновых углеводородов.

В процессе каталитического крекинга целевым продуктом является бензиновая фракция с высоким октановым числом. Кроме бензина в этом процессе получаются еще углеводородный газ, лёгкий газойль (фракция 195—350 °С), тяжелый газойль и кокс. Кокс откладывается на катализаторе и сжигается при регенерации катализатора. Количество и качество получаемых продуктов, а также количество образующегося кокса зависят как от качества сырья, так и от параметров процесса.

        1.4 Катализаторы риформинга

Катализаторы, применяемые в процессе риформинга, должны обладать двумя основными функциями: дегидрирующей-гидрирующей и кислотной. Дегидрирующую–гидрирующую функцию в катализаторе обычно выполняют металлы VIII группы Периодической системы элементов Д. И. Менделеева (платина, палладий, никель). Кислотной функцией обладает носитель катализатора – окись алюминия. Кислотными свойствами катализатора определяется его крекирующая и изомеризующая активность. Для усиления кислотной функции катализатора в его состав вводят галоген. В последнее время с этой целью чаще применяют хлор. Катализаторы, сочетающие обе описанные функции (и дегидрирующую, и кислотную), называются бифункциональными. Основными критериями для оценки катализаторов служат: объемная скорость подачи сырья, выход стабильного риформата (катализата), октановое число продукта или выход ароматических углеводородов, содержание легких фракций в риформате, выход и состав газа, срок службы катализатора. Одним из эффективных способов повышения активности, селективности и стабильности катализаторов является введение в них специальных элементов – промоторов, обеспечивающих этот эффект.

Применение биметаллических катализаторов позволило снизить давление в реакторе риформинга (с 3,5 до 2,0-1,5 МПа) и увеличить выход бензина с октановым числом по исследовательскому методу до 95 пунктов примерно на 6 %. Полиметаллические кластерные катализаторы обладают стабильностью биметаллических, но характеризуются повышенной активностью, лучшей селективностью и обеспечивают более высокий выход риформата. Срок их службы составляет 6-7 лет. Успешная эксплуатация полиметаллических катализаторов возможна лишь при выполнении определенных условий:

- содержание серы в сырье риформинга не должно превышать 1÷10-4% мас., что требует глубокого гидрооблагораживания сырья в блоке предварительной гидроочистки;

- содержание влаги в циркулирующем газе не должно превышать 2-3÷10-3% мольных;

- пуск установки на свежем и регенерированном катализаторе требует использования в качестве инертного газа чистого азота (полученного, например, ректификацией жидкого воздуха);

- для восстановления катализатора предпочтительно использование электролитического водорода.

Для усиления кислотной функции носителя (Al2O3) используют хлор (в большинстве случаев) или фтор. Их содержание составляет 0,4-2,0% мас.

В настоящёе время в РФ вырабатываются три типа катализаторов риформинга: монометаллические (АП–56 и АП–64), биметаллические (КР–101 и КР–102) и полиметаллические (КР–104, КР–106, КР–108 и платиноэрионитовый СГ–ЗП).

1.5 Установки каталитического крекинга

Риформинг является одним из ведущих процессов нефтепереработки по производству высокооктановых компонентов автобензинов. Доля процесса риформинга в объеме переработки нефти на НПЗ мира составляет в среднем 14%. Товарные бензины, выпускаемые в США, содержат в среднем 35% риформата, в странах Западной Европы-около 50%.

Принципиальная схема установки риформинга (см. рис.) включает 4 блока:

  •  блок гидроочистки сырья - бензиновых фракций (до содержания серы не более 1 мг/кг);
  •  нагревательно-реакторный блок;
  •  блок сепарации продуктовой смеси;
  •  блок cтабилизации риформата.

Стабилизированное в колонне 4 гидроочищенное сырье в смеси с водородсодержащим газом поступает в нагревательно-реакторный блок риформинга. С целью обеспечения равной конверсии по реакторам и уменьшения количества наиболее дезактивированного катализатора три реактора загружаются катализатором в соотношении 1:2:4.

Перед каждым реактором сырье нагревается в одной из секций трехсекционной печи) из-за суммарного эндотермического эффекта протекающих реакций. Температура в реакторах составляет 490÷510 °С (повышается от реактора к реактору). По мере закоксовывания катализатора приходится постепенно увеличивать температуру, чтобы поддерживать конверсию на прежнем уровне. Давление для основных реакций дегидрирования и дегидроциклизации чем ниже, тем лучше (селективнее процесс). Повышенное давление используется для подавления реакций полимеризации и конденсации (коксования). Как уже отмечалось, для биметаллических катализаторов давление ниже (1,8÷2,0 МПа), чем для используемых ранее платиновых катализаторов (3,0÷3,5 МПа)

Рис. Принципиальная схема установки каталитического риформинга для получения высокооктанового бензина на стационарном катализаторе:

1-трубчатая печь; 2-реактор гидроочистки; 3-сепарационная емкость колонны; 4, 8-ректифи-кационная колонна; 5-7-реактор риформинга; 9- холодильник; 10-секция очистки газа; 11 - насос; 12-сепаратор высокого давления; 13-теплообменник; 14-компрессор; 15- абсорбер.

Объемная скорость подачи сырья составляет 1,3÷2,0 ч-1, т.е. 1 м3 сырья на 1 м3 катализатора в час, считая на всю загрузку катализатора.

Кратность циркуляции ВСГ поддерживается на уровне 6÷10 моль/моль сырья (900-1500 м3 ВСГ на 1 м3 сырья). Такая большая кратность нужна для того, чтобы поддерживать в системе высокое парциальное давление водорода и тем самым подавлять побочные реакции уплотнения.

Установка рассчитана на работу на бензине из легкой нефти при среднем давлении в реакционной секции 2,6 МПа и получении риформинг-бензина с ИОЧ 97. Рабочий цикл установки составлял 12 мес между двумя регенерациями катализатора.

Сегодня все большее распространение получает технологическая схема с движущимся слоем катализатора и его непрерывной регенерацией фирм UOP и JFP. Высокая селективность используемых полиметаллических катализаторов и их непрерывная регенерация позволяет проводить процесс в жестком режиме при избыточном давлении в реакторе порядка 0,8-0,9 МПа, что способствует увеличению выхода риформата с октановым числом 100 по исследовательскому методу до 82%.

Технология UOP получила название CCR-платформинг – риформинг с непрерывной регенерацией платинового катализатора. Эти установки более экономичны при снижении рабочего давления. Три реактора (1, 2, 3) расположены друг над другом и связаны между собой системами переточных труб малого диаметра. Шариковый катализатор диаметром 1,6 мм свободно перетекает из реактора в реактор под действием силы тяжести. Из третьего реактора через систему затворов с шаровыми клапанами катализатор поступает в питатель пневмотранспорта и азотом подается в бункер-накопитель регенератора 4.

Регенератор представляет собой аппарат с радиальным вводом потоков реакционных газов, разделенный на 3 технологические зоны: в верхней при мольном содержании кислорода не менее 1% производится выжиг кокса, в среднем при содержании кислорода 10-20% и подаче хлорорганических соединений–окислительное хлорирование катализатора, в нижней зоне катализатор дополнительно прокаливают в токе сухого воздуха. Разобщение зон-гидравлическое. Катализатор проходит все зоны под действием силы тяжести. Из регенератора через систему затворов катализатор поступает в питатель пневмотранспорта и водородсодержащим газом подается в бункер-накопитель, расположенный над реактором риформинга. Газопродуктовая смесь поступает в сепараторы 5,6, колонну стабилизации 7 и далее риформат идет на станцию смешения бензина

  

2 Технологическая часть

2.1 Физико-химическая характеристика нефти

Месторождение Дунго-Еспелисай.Месторождение открыто в 1969г.Оно приурочено к одноименным структурам, осложняющим западное окончание Беке- Башкудукскоговала.СтруктураЕлеспелисай представляет собой полусвод, раскрывающийся на восток и осложненный субмеридиональнымсбросом.На фоне моноклинального погружения пород на запад от Еспелисай выделяется Дунгинская структура, по подошве валанжина также являющаяся полусводом.[4]

  Нефтеносность Дунгинский группы установлена в 1968г.В дальнейшем

При проведении поисково-разведочных работ на данных месторождениях установлено нефте газоносность аптских и келловейскихотложений.

НаДунгинском месторождении нефтяные залежи А и Б выявлены в аптскихотложениях.На месторождении Еспелисай установлена одна газовая залежь в Ю-1 горизонте.

         Глубина залегания продуктивных горизонтов 1682-2285м.

        Дегазированная нефть характеризуется малым содержанием окисленных продуктов (3,5−3,9%) и высоким потенциалом светлых фракций (46%), что предопределяет низкие плотности и вязкости в поверхностных %условиях: ρ204 0,82−0,83 г/см3,вязкость при 50˚С 3,5−4,8 мм2/с и в пластовых условиях 0,74−0,76 г/см3; 1,1−1,5 мПа.с(табл.244).

        Нефть месторождения Дунга (СКВ.№6) характеризуется следующими физико-химическими свойствами[12]: ρ204  0,816; температура застывания 26˚С; коксуемость 0,65%; кислотное число 0,08мг КОН на 1г;содержание смол силикагелевых 0,78%,асфальтенов1,31,парафина  20,4 температура его застывания 54˚С, серы 0,15%; вязкость кинематическая при 50˚С 4,25мм2/с; выход светлых фракций: до 200˚С−23,0%, до 350˚С−57,0%.

Физико- химические свойства дунгинской нефти из скважины №8 (нижний мел,I,интервал 2283−2277м) и скважины №6 (нижний мел, 1746−1742) таковы:ρ204  −0,8409 и0,7980 соответственно; М−219 и 165; вязкость кинематическая при 50˚С ν50−9,614 и 2,13 мм2/с; температура застывания −20 и 12˚С, вспышки в закрытом тигле минус 35 и минус 30˚С; давление насыщенных паров при 38˚С− 128и 155 мм рт.ст., при 50˚С− 161 и 197 мм рт.ст.,; содержание серы−0,12 и 0,08%, азота−0,140 и 0,013, смол силикагелевых−10,91и2,15 асфальтенов− 4,07 и 0,56%; коксуемость−3,38 и 0,50%; зольность−0,010 и 0,016%; кислотное число – 0,12 и 0,07т КОН на 1г нефти; выход фракций до 200˚С−22,6 и 35,8%, до 350˚ − 47,0 и 69,8%.

        Данные об изменении относительной плотности и условной вязкости дунгинской нефти с температурой приведены в табл.245.

Таблица 1

Температура зависимость плотности и вязкости нефти

Темп-ра,0С

                   Рt4     

Вязкость условная

Нефть I горизонта

                20

     0,8409 

              4,95 

30

                0,9339

3,07

    40

    0,8266

2,19

              50

                0,8195

             1,82

Нефть нижнемеловая

             20

0,7980

             1,34

30

             0,7859

         1,21

40

          0,7780

              1,15

             50

                 0,7703

              1,11

Потенцияльноесодержание фракций нефтей I горизонта таково:

Отгоняется до

 темп-ры,0 С

   фракция , %

      Отгоняется до

темп-ры,0С

фракций, %  

        28

0 ,7

240

          28,7

   (газ до С4)

-

250

30,5

60

-

260

32,1

62

3,1

270

33,6

         70

3,7

280

36,7

80

4,9

290

39,0

85

  5,7

300

   40,7

                                                                                                  

Продолжение таблица 1

                                                                             

         90

6,3

310

42,4

95

6,9

320

43,9

100

7,7

330

45,4

105

8,2

340

47,0

110

8,8

350

48,7

120

10,1

360

49,4

130

11,5

370

50,2

140

13,1

380

         50,7

145

13,7

390

         51,4

150

14,7

400

54,3

160

16,6

410

55,6

170

18,2

420

56,8

180

19,7

430

58,4

190

21,1

440

60,3

200

22,6

450

63,7

220

25,5

460

        67,2

230

27,1

480

        70,8

490

        70,8

Ряд свойств дунгинской нефти и ее фракций отражен в табл. 3-4

        

 

Таблица 3

Состав газов (до С4), растворенных в нефтях, и низкокипящих утлеводородов (до С5)

Фракций

Выход на нефть, %

Содержание углеводородов, %

С3Н8

Изо- С4Н10

н-С4Н10

Изо- С5 Н12

н- С5Н12

I горизонт

 До С4

0,65

   12,3

24,7

63,0

-

-

До С5

2,00

    4,0

8,0

20,5

28,0

39,5

 

Нижний мел

До С4

2,71

10,0

  24,0

66,0

-

-

До С5

2,48

   2,8

6,9

18,9

32,7

38,7

Таблица 4

Характеристика фракций, выкипающих до 2000 С

Темп-ра отбора,0С

          

Выход на нефть, %

   Р 20

          4

Фракционный состав, 0С, при

Содержа-ние серы, %

Кислотность мг КОН на 100 мл фракции

Давление  насыщенных

Паров при 38°C,мм рт.ст

Н.к., °C

10%

50%

90%

Нефть I горизонта

28-85

5,0

    0,6741

54

58

66

73

0,003

0

343

28-100

7,0

    0,6842

59

66

76

87

-

0

253

28-110

8,1

0,6900

62

70

82

95

-

0

228

28-120

9,4

0,6960

65

75

90

105

0,004

0

197

28-130

10,8

0,7025

68

79

95

113

-

-

180

28-140

12,4

0,7100

72

83

101

123

-

-

160

28-150

14,0

0,7175

74

88

108

133

0,004

0,20

145

28-160

15,9

0,7228

74

91

114

144

-

-

135

28-170

17,5

0,7273

75

93

119

153

-

-

127

28-180

19,0

0,7318

75

95

125

162

0,004

0,35

120

28-190

20,4

0,7340

76

96

129

169

-

-

112

28-200

21,9

    0,7361

76

98

134

178

0,004

0,4

104

Нефть нижнемеловая

 28-85

6,7

0,668

35

46

59

76

0

  0

-

28-100

11,0

0,683

41

55

72

88

0

  0

-

28-110

14,0

0,695

43

60

78

98

0

  0

-

28-120

16,0

0,708

47

67

87

104

0

  0  

330

28-130

18,7

0,710

49

71

96

114

0

  0

-

28-140

20,5

0,713

50

74

101

118

0

  0

-

28-150

22,0

0,719

51

76

105

124

0

  0

250

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

7

8

  9

10

28-160

24,0

  0,728

52

77

109

133

0

  -

-

28-170

26,8

  0,724

54

79

115

148

0

  -

28-180

30,0

0,7328

57

82

121

 162

   0

025

215

28-190

33,0

0,7342

60

85

126

   172

   0

-

-

28-200

35,1

  0,7349

62

86

129

177

   Сл.

   0,38

     184

                                          

Таблица 5

Групповой углеводородный состав кересонивых фракций

Темп-ра

отбора, 0 С

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

Нефть I гаризонта

200-250

9

22

69

250-300

9

17

74

200-300

9

19

72

Нефть нижнемеловая

200-250

6

18

76

250-300

                11

13

76

  200-300

9

15

76

Таблица 6

Групповой углеводородный состав фракций, выкипящих до2000 С

Темп-ра отбора ,0 С

Выход на нефть, %

 

Р204

n20D

Содержание углеводородов, %

Аромати-

ческих

Нафтен-

овых

           парафиновых

всего

Нормаль-

ного строение

Изо-

строения

 

Нефть I горизонта

28-62

2,4

0,6479

-

-

3

97

37

60

62-95

3,8

0,7027

1,3950

2

39

59

40

19

 95-120

3,2

0,7203

1,4103

5

40

55

27

28

120-150

4,6

0,7511

1,4212

12

28

60

27

33

150-200

7,9

0,7697

1,4320

13

23

64

35

29

 28-200

21,9

0,7361

-

   8

31

61

  33

    28

Нефть нижемеловая

  28-62

3,8

0,6425

1,3860

-

5

95

43

52

  62-95

5,7

0,7009

1,4002

2

41

57

28

29

  95-120

6,5

0,7400

1,4152

7

50

43

19

24

120-150

6,0

0,7528

1,4252

16

23

61

23

150-200

13,1

0,7702

1,4320

16

20

64

24

 28-200

35,1

0,7349

1,4231

11

28

61

26

Таблица 7

Содержание индивидуальных ароматических углеводородов  во фракциях 120-145 и 120-150 0 С

Углеводороды

                             Выход, %

На фракцию

На нефть

 

Нефть I горизонта

Фракция 120-1450 С

Этилбензол

2,00

0,387

п-ксилол

4,62

0,760

м-ксилол

                                  44,93

1,873

о-ксилол

1,02

1,756

Нефть нижнемеловая

Фракция 120-1500С

этилбензол

0,1

0,007

п-ксилол

3,2

0,218

м-ксилол

7,3

0,482

о-ксилол

5,6

0,381

Таблица 8.

Характеристика фракций, служающих сырьем для каталического реформинга

Темп-ра отбора,0 С

Выход на нефть, %

Содер-жание серы, %

Содержание углеводородов, %

арома-

тичес-

ких

нафте-

новых

парафиновых

всего

нормаль-

ного строение

изострое-

ние

Нефть  I горизонта

62-85

62-105

62-140

62-180

85-120

85-180

105-120

105-140

120-140

140-180

2,6

5,1

10,0

16,6

4,4

14,0

1,9

4,9

3,0

6,6

0,6970

0,71920,73300,74370,73540,75020,73820,74830,75310,7636

0,005

0,005

0,006

0,008

0,005

0,009

0,007

0,008

0,009

0,010

1

4

8

10

5

10

     6

13

16

13

37

40

38

30

43

30

33

28

26

21

62

56

54

60

52

60

61

59

58

66

38

31

-

-

23

-

16

23

29

34

24

25

-

-

29

-

45

36

29

32

Нефть нижнемеловая

62-85

62-140

85-105

65-120

85150

105-140

120-140

140-180

2,9

167

6,1

9,3

13,3

7,7

4,5

9,5

0,6900

0,7293

0,7317

0,7329

0,7491

0,7461

0,7512

0,7639

Сл.

-

-

-

-

-

-

-

    1

    8

6

6

12

13

14

17

  25

  36

50

46

31

29

31

16

   74

   56

44

48

57

58

55

67

    36

    26

-

25

24

20

22

24

38

30

-

23

33

38

33

43

Таблица 9

Характеристика легких керасиновых дистиллятов

Температура °C

Выход  на  нефть,%

Фракционный состав,

°C,при

Вязко-сть кинематическая при 20°C,мм2

Темп-ра,

°C

Содержание ароматических углеводородов

Содер-жаниесеры

Кислотность ,мг КОН на  100 мл  дистилляь

Йодное число, г I2на

100г дистиллята

н.к.,°C

10%

50%

90%

98%

вспышки в закрытом тигле

начала кристалллизации

Нефть I горизонта

120-200

120-210

120-240

12,5

13,8

18,6

0,7632

0,7661

0,7725

140

141

144

147

148

154

160

163

178

185

192

215

196

204

224

1,16

1,19

1,24

-

29

30

-60

-60

-51

12,5

12,0

12 0

-

-

0,01

0,40

-

0,50

-   

0,15

1,80

Нефть нижнемеловая

120-120

120-140

23,5

28,6

0,7853

0,7710

141

142

149

150

166

180

197

216

209

227

1,17

1,33

35

38

-60

-56

15,0

14,4

0,005

0,006

0,39

0,47

1,35

Таблица 10. Характеристика керасиновых дистиллятов

Темп

отбора,

°C

Выход

на

нефть,

%

Фракционный состав,0С,при

Темп-ра,0С

Содержание

серы,%

Кислотность,

мг КОН на

100мл дистиллята

н.к.,

°C

10%

50%

90%

98%

помутне-ние

вспышки

Нефть I горизонта

150-230

150-320

20,4

27,7

 0,7900

 0,7945

 180

 187

190

197

216

239

251

239

260

295

     -31

     -20

59

64

0,012

0,013

  -

0,60

Нефть нижнемеловая

150-320

150-350

41,6

47,1

0,7948

0,7986

176

178

190

194

232

244

280

299

292

315

-20

-12

68

74

0,014

0,018

1,07

1,53

 

Таблица 11

            Характеристика дизельных топлив и   их  компанентов

Температура   отбора,

°C

Выходна нефть,%

Цетановое число

Дизельный индекс

Фракционный состав, 0С,при

Вязкость кин-аяпри200°C,мм/с

Темп-ра,0С

Содержание серы ,%

Кислот-нос-ть,мгконна100мл топ

Анилиновая точка,°C

10%

50%

90%

98%

застывания

по-мутнение

Вспышки

Нефть I горизонта

150-350

180-350

200-350

240-350

32,3

27,3

24,4

18,3

55

56

-

58

78,3

77,0

76,7

76,2

194

227

242

264

250

267

272

283

310

316

317

321

328

329

331

332

0,80

0,80

0,81

0,81

3,32

4,21

4,6

5,57

14

-8

-6

-3

-7

-6

-4

-1

66

86

101

118

0,019

0,026

0,030

0,035

78,0

1,20

-

1,61

83,0

84,4

86,8

Нефть нижнемеловая

180-350

240-350

39,1

24,5

59

60

77,0

77,5

217

259

254

278

303

308

317

320

0,8036

0,8154

3 ,60

5,36

15

-3

-9

-2

84

92

0,019

0,022

1,7

2,03

81,0

85,8

 Таблица 12

Характеристика мазуто и остатков

Продолжение таблица 12

Продукт

Выход

на

нефть,

%

ρ20

   4

Вязкость условная при

Темп-ра,0С

Содержание

серы,%

Коксуемость,

%

50˚С

80˚С

100˚С

засты-

вания

вспышки в от-

крытом тигле

1

 

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Нефть I горизонта

 Мазут

топочный:

                                                                     

40

69,5

0,8784

6,33

2,45

1,87

25

140

0,17

5,20

100

53,0

0,8962

31,19

6,39

3,61

31

216

0,21

6,63

Остаток:

выше  350°C

53,0

0,8962

31,19

6,39

3,61

31

216

0,21

6,63

выше

400°C

48,6

0,9029

-

8,76

4,71

35

236

0,22

7,11

выше 450°C

39,7

0,9240

-

-

12,97

44

256

0,28

9,46

выше 490°C

29,2

0,9581

-

-

-

621

324

324

14,56

Нефть нижнемеловая

Мазут

топочный 100

25,6     

0,8775      

-   

2,98        

2,25   

42

224      

0,14     

2,78

Остаток:

выше

350°C

30,2

0,8712

-

2,37

1,78

40

214

0,12

2,38

выше 400°C

25,6

0,8775       

-          

2,98        

2,25         

42

224

0,14

2,78

выше 450°C

16,5

0,8918

-

5,22

3,16

44

260

0,16

3,93

выше

490°C

11,6

0,9098

-

13,40

6,80

48

312

0,18

6,24

 

Таблица 13

Характеристика дистиллятных базовых масел и   группу углеводородов, определенных адсорбционным методом

Исходная    фракция,

смесь углеводородов

Выход,%

Вязкость кинемат-ическая при 50˚С,

мм2

ИВ

Темп-ра

засты-

вания,˚С

Содер-жания

серы,%

На фрак

цию

На нефть

Нефть I горизонта

Фракция 350-450˚С      

100.0

13.3

0.8491

10.32

-

31

0.05

То же, после       депарафинизации          

61.6

8.2

0.8749

15.23

96

-15

-

Нафтено-парафиновые  углеводороды

48.2

6.4

0.8463

12.30

128

-12

0.04

То же +I группа  ароматических              

53.4

7.1

0.8528

13.13

102

-12

0.07

То же +I-III группы ароматических

57.4

7.6

0.8598

13.98

98

-13

0.11

То же +I-IV группы     ароматических

60.6

8.0

0.8680

14.87

95

-14

0.16

Фракция 450-490˚С      

100.0

10.5

0.8756

28.56

119

44

-

То же, после       депарафинизации

58.5

6.1

0.8976

49.71

72

-24

-

Нафтено-парафиновые   углеводороды

42.6

4.5

0.8658

31.86

101

-20

0.08

То же +I группа ароматических                

48.5

5.1

0.8718

36.88

96

-20

0.09

То же +I-III групп ароматических

53.8

5.6

0.8817

41.18

90

-20

0.19

То же +I-IV группы     ароматических

56.3

5.9

0.8887

45.46

80

-22

0.20

Нефть нижнемеловая

Фракция

350-450˚С        

100.0

13.7

0.8367

8.29

-

31

0.05

То же, после    депарафинизации       

61.4

8.4

0.8595

10.97

110

-17

-

Нафтено-

парафиновые  углеводороды

50.0

6.9

0.8365

9.56

135

-12

-

То же +I группа ароматических

53.6

7.4

0.8412

10.00

124

-13

-

То же +I-III группы       ароматических  

57.5

7.9

0.8494

10.40

116

-13

-

 

 Таблица 14

Характеристика остаточных базовых масел, полученных   адсорб- ционным   методом

Остаток,

смесь углеводородов

Выход,%

N 20

D

М

Вязкость кинематическая, мм2/с,при

ν50100

ИВ

ВВК

Темп-ра застывания

Содержание серы,%

на остаток

на нефть

50˚ С

100°C

Нефть I горизонта

Остаток   выше  490˚С

 

100,0

29,2

0,9581

-

-

-

-

-

-

-

621

0,30

Нафтено- пара-

финовые+ I

группа

ароматических

углеводородов

после депара-

финизации

24,1

2,8

0,9196

1,5150

660

485,2

45,5

10,7

88

0,83

-19

0,2

 

Таблица 15

Групповой углеводородный состав масляных фракций, определенных адсорбционным методом

Темп-ра

отбора,

Выход

на

нефть,%

Парафино-

нафтеновые

углеводоро-ды

Ароматические углеводороды

Промежу-

точная

фракция и смолистые

вещества,%

I групп

II,III

групп

IV

группы

всего

      Нефть I горизонта

350-400

4,4

83

8

5

3

16

      1

400-450

8,9

81

6

4

6

16

3

450-500

10,5

78

8

2

9

19

     3

Нефть нижнемеловая

350-400

5,5

88

4

4

3

11

1

400-450

8,2

88

4

4

3

11

1

450-500

4,9

86

5

3

4

12

2

Таблица 16

Потенциальных содержаний базовых дистиллятовых  и остаточных масел

Температура

Отбора,°C

Выход на нефть ди-

стиллятной фрак-

ции остатка,%

Характеристика базовых

масел

Содержание базовых масел,%

Вязкостькинематическая при 50°C,мм2

ИВ

ВВК

Темпра

застывания,°C

На дистиллятную

фракцию или остаток

На нефть

Нефть I горизонта

350-450

13,3

0,8680

14,87

95

0,813

-14

60,6

8,0

450-490

10,5

0,8817

41,18

90

0,818

-22

56,3

    5,0

Остаток

29,2

0,9196

 485,2

88

0,839

-19

24,1

   2,8

Нефть нижнемеловая

350-450

13,70

0,8576

10,68

112

-

  -14

60,1

8,3

450-490

4,9

0,8769

32,34

97

-

 -11

67,3

 3,3

Остаток

выше 490°C

11,6

0,8719

101,3

 112

 0,800

  -12

   24,1

  2,8

Таблица 17

Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефти

Темп-ра

отбора,

°C

ρ20

4

n20

4

М

Распределение углерода,%

Среднее число колец в молекуле

СА

СН

Скол

СП

КА

КН

КО

Нефть I горизонта

200-250     0,7891     1,4410      175           5              21          26          74            0,10      0,50           0,60

250-300     0,8173     1,4548      202           7              30          37           63           0,16      0,75           0,91

300-350     0,8269     1,4604      256           6              25          31           69           0,20      0,80           1,00

350-400     0,8381     1,4681      300           10            18          28           72           0,30      0,82           1,12

400-450     0,8532     1,4751      360           9              21          30           70           0,39      1,03           1,42

450-490     0,4899     1,4899      420           14            17          31           69           0,74      1,12           1,86

Нефть нижнемеловая

 200-250     0,7891     1,4415     175            6              19         25            75           0,13        0,42           0,55   

 250-300     0,8160     1,4566     210            7              22         29            71           0,19        0,59           0,78

Продолжение таблица 17

 300-350     0,8202     1,4584     255            6              18         24            76           0,20        0,59          0,79

 350-400     0,8324     1,4587     270            7              23         30            70           0,23        0,80          1,03

 400-450     0,8396     1,4670     320            6              23         29            71           0,23        0,96          1,19

 450-490     0,8612     1,4776     410            7              23         30            70           0,30        1,48          1,78

Таблица 18

Разгонка (ИТК) нижнемеловой нефти в аппарате АРН-2и характеристика       полученных фракций

№ фракций

Температура выкипания фракций при 760мм рт.ст.,°C

Выход

на

нефть,%

n20

4

М

Вязкость кинематическая,

мм2/с,

при

Температура застывания.

°C

Содержание серы,%

отдельных

фракций

суммарный

20°C

50°C

100°C

  1.  До 28        0,7      0,7         -             -            -             -       -            -          -           -                   -

(газ до С4)

2        28-64        4,2      4,2       0,6368       1,3860        -              -             -           -           -                  0

3        64-90        3,1      8,0       0,7043       1,3955       93            -             -           -           -                  0

4        90-98        3,0     11,0      0,7244       1,4056       -               -             -           -           -                  0

5        98-108      2,8     13,8      0,7495       1,4185       100          -             -           -           -                  0     

6      108-122      3,0     16,8      0,7347       1,4129          -            -             -           -          -                   0             

7      122-132      2,9     19,7      0,7484       1,4210       116          -             -           -           -                  0

8      132-152      3,2     22,9      0,7600       1,4290           -         0,89         -           -           -                  0

9      152-167      2,9     25,8      0,7649       1,4311       136        1,13         -           -           -                  0

10    167-172      2,8     28,6      0,7685       1,4320           -         1,22         -           -          -63               0

11    172-184      3,0     31,6      0,7703       1,4333        141       1,46         -           -          -57               0

12   184-195       3,1     34,7      0,7744       1,4360          -          1,69         -           -          -52               0

13   195-212       3,3     38,0      0,7788       1,4375       165        1,90       1,20        -          -34               0

14   212-225       3,0     41,0      0,7855       1,4408           -         2,26       1,39        -          -29            0,003

15   225-238       3,6     44,6      0,7929       1,4444        183       2,63       1,60       -           -24               -

16   238-252       3,4     48,0      0,8015       1,4502           -         3,09       1,81       -           -19               -

17   252-261       3,1     51,1      0,8163       1,4575        193        3,55      1,98       -           -12            0,008

18   261-277       2,9     54,0      0,8183       1,4590            -         4,03      2,20       -           -12               -

19   277-291       3,0     57,0      0,8153       1,4579        215        4,72      2,49      1,25       -5                 -

20   291-300       3,0     60,0      0,8133       1,4562          -          5,46       2,79      1,36       0             0,011

21   300-315       3,1     63,1      0,8137       1,4568        233        6,48      3,19      1,50        5                 -

22   315-328       2,9     66,0      0,8173       1,4584        265        7,98      3,77      1,73       10            0,035

23   328-350       3,8     69,8      0,8242       1,4620        270          -          4,56       1,94      15                -

24   350-386       3,0     72,8      0,8313       1,4690           -           -           5,68       2,30      21            0,04

25   386-406       3,1     75,9      0,8326       1,4698        280         -           6,86      2,66       28                -

26   406-418       2,8     78,7      0,8400       1,4708           -           -           8,93       3,17      34            0,05

Продолжение таблица 19

27   418-436       3,0     81,7      0,8466       1,4711        320         -         12,39      3,99         37                -

28   436-460       2,9     84,6      0,8562       1,4761           -           -         17,68     4,76          43           0,08

29   460-490       3,8     58,4      0,8651       1,4804        400         -          22,47     6,17         45           0,09

30   Остаток      11,6  100,0       -                 -                   -           -           -             -            -               0,18

Таблица 19.

Разгонка (ИТК) дунгинской  нeфтиI горизонта в аппарате АРН-  2                      характеристика  полученных фракций

фрак

ции

Темп-равыкипания фракции при

760мм рт.ст,°C

Выход

на

нефть,%

ρ20

4

  n20

      D

M

Вязкость кинематическая

мм2/с,при

отдель-

ных

фрак-

ций

сум-

мар-

ный

20°C

50°C

100°C

1 До 28                           0,7            0,7           -             -               -              -              -             -

(газ до С4)

2       28-70                   3,0            3,7       0,6506      1,3792      80            -               -             -

3        70-96                    3,4            7,1       0,6961      1,3990      -               -               -             -

4        96-122                  3,2          10,3       0,7373      1,4131     105            -              -             -

5       112-143                 3,1          13,4       0,7496      1,4210       -               -              -            -

6       143-159                 2,9          16,3       0,7579      1,4260      129           -              -             -

7       159-176                 2,9          19,2       0,7662      1,4300       -               -              -            -

8       176-199                 3,1          22,3       0,7733      1,4340      151        1,35         1,18         -

9       199-220                 3,2          25,5       0,7823      1,4389      -             1,82         1,18         -

10      220-240                3,2          28,7       0,7926      1,4440      180        2,38         1,42         -

11      240-256                2,8          31,5       0,8165      1,4562       -            2,86         1,67         -

12      256-274                2,8          34,3       0,8148      1,4553      201        3,88         2,16       1,10

13      274-292                2,8          37,1       0,8160      1,4560      -             4,69         2,45         -

14      292-304                2,9          40,0       0,8202      1,4590      230        5,93         2,98       1,38

15      304-324                2,9          42,9       0,8214      1,4580      -             7,63         3,65         -

16      324-343                2,9          45,8       0,8278      1,4670      260        10,11       4,45       1,87

17      343-358                2,8          48,6       0,8334      1,4646      -                -                -          -

18      358-400                2,8          51,4       0,8393      1,4672      300            -            6,82      2,59

19      400-410                2,9          54,3       0,8411      1,4676       -                -                 -         -

Продолжение таблица 19

20      410-434                3,0          57,3       0,8463      1,4705      320             -          10,73     3,52

21      434-450                3,0          60,3       0,8552      1,4760      -                  -               -          -

22      450-458                3,1          63,4       0,8658      1,4802      390             -          17,19     5,08

23      458-478                3,2          66,6       0,8732      1,4841        -               -               -           -

24      478-486                2,8          69,4       0,8748      1,4855        -               -               -           -

25       Остаток             30,6        100,0       -                -               -                 -               -           -  

 Месторождение Узен. Месторождение находится на п-ве Мангистау. Открыто в 1961 г., введено в разработку в 1965 г.

Месторождение многопластовое, исключительно сложного строения. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (IXXV). Из нихIXII горизонты (в нежнемеловых отложениях) стратиграфически представлены туронскими (I), сеноманскими (II), альбскими (IIIXI) и неокомскими (XII) толщами, состоящими из переслаивающихся песчаных, алевролитовых и глинистых пород.

Для нефти характерно малое содержание серы (менее 0,3%), повышенное содержание парафина и смолисто-асфальтеновых веществ. Суммарное количество этих высокомолекулярных компонентов в нефтях, равное 40 %, обусловливает застывание нефти при высокой температуре. Содержание ароматических углеводородов, обладающих высокими температурами плавления, незначительно. Так, выходы тяжелых ароматических углеводородов в высококипящих фракциях 400–450 и 450–490 ºC составляют 5–7 %, тогда как парафино-нафтеновых во всех фракциях —80—90 %. Парафин представлен различными углеводородами преимущественно нормального строения (с числом углеводородных атомов от C16 до C40 и более).

Содержание смолоасфальтеновых веществ в нефти изменяется по площади месторождений. В присводовых частях залежей оно составляет 13—17 %, в зоне, тяготеющей  к контуру нефтеносности, — до 20—21 %, вблизи водонефтяного контакта и в межконтурной зоне — до 26—28 %. При этом почти во всех скважинах при опробовании горизонтов количество смолоасфальтенов в нефтях нижнего горизонта растет по сравнению с верхним.

Таблица 1

Физико – химические свойства узенских нефтей

Место отбора

Температура застывания, ºC

Коксуемость, %

Кислотное число,мг КОН  на 1 г нефти

Температура вспышки, ºC

Содержание парафина, %

Температура плавления парафина, ºC

Содер-жание, %

Выход фракций%

М

асфальтенов

Смол силикагелевых

До 200ºC

До 300ºC

РИТС-1, ГУ-92 гор.XIII, скв.№27

0.8590

31

5.2

0.047

25

14.2

52

0.44

22.48

11

16

395

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

РИТС-1, ГУ-61 гор. XIV, скв.№5289

0,8472

33

1,0

0,053

14

22,00

52

0,76

12,70

13

29

144

РИТС-1, ГУ-60 гор.XV, скв. №3106

0.8612

32

3.9

0.054

17

18.0

53

0.35

15.66

11

28

283

РИТС-1, ГУ-13 гор.16, скв. №3199

0,8576

32

4,0

0,060

25

12,18

50

0,71

15,50

12

29

301

РИТС-1, ГУ-61, гор.XVII, скв.№ 4088

0,8792

36

3,3

0,030

32

12,56

53

0,58

13,20

377

РИТС-1, ГУ-60, гор.XIII, скв.№4337

0,8622

32

2,7

0,031

22

14,16

54

0,75

20,28

304


Таблица 2

Разгонка нефтей по ГОСТу 2177—82

Место отбора

Н.к.,ºC

Отгоняется, %, до

100ºC

130ºC

160ºC

190ºC

220ºC

240ºC

250ºC

260ºC

270ºC

280ºC

290ºC

300ºC

Скважина №27 (гор.XIII)

71

72

1

1

4

4

7

7

11

10

14

13

17

17

19

19

20

19

22

21

23

23

25

25

27

26

Скважинa №5289 (гор.XIV)

82

80

1

1

5

4

8

7

11

11

15

15

18

17

20

19

22

21

24

23

25

24

27

26

29

28

Скважина №3166 (гор. XV)

87

3

6

10

14

17

19

20

22

24

26

28

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Скважина № 3199 (гор.XVI)

90

1

3

6

9

13

16

17

19

21

22

24

26

В таблице 3 приведен групповой состав бензиновых фракций по данным из работы. Как видим, бензиновые дистилляты, отогнанные в пределах н. к. —200ºC, обладают низкими октановыми числами. Сера в бензиновых фракциях практически отсутствует. Низкие октановые  числа бензиновых фракций объясняются высоким содержанием метановых углеводородов,  основном нормального строения.

Таблица 3

Групповой углеводородный состав бензиновых фракций

Температу-ра  отобора, ºC

Содержание углеводородов, %

Ароматичес-ких

Нафтено-вых

Метановых

Всего

Нормального

строения

Изостроения

28—60

100

50

50

60—95

4

37

59

34

25

95—122

10

32

58

33

25

122—150

11

34

55

32

25

150—200

12

28

60

В масляных фракцияхпреобладают (90%) метано-нафтеновыеуглеводороды, содержание ароматических невелико (10%).

Исследование изменения вязкости и плотности нефтей при 40 и 50 ºC показало следующие результаты: вяхкость кинематическая — 26,43 и 15,78 мм²/с соответственно; вязкость условная — 3,73 и 2,46; плотность —0,8283 и 0,8212.

Таблица 4

Состав газов, растворенных в нефтях, и низкокипящих углеводородов

Углеводо-роды

Выход на нефть, %

Содержание углеводородов в газе, %

С2Н6

С3Н8

изо4Н10

н4Н10

изо4 Н12

Нефть XVI горизонта

До С4

0,38

1,5

19,5

17,7

61,3

До С5

0,69

0,9

10,8

9,8

33,6

26,2

1

2

3

4

5

6

7

Нефть XIV горизонта

До С4

0,60

16,6

16,8

16,6

50,0

До С5

1,70

5,8

5,9

5,8

17,7

29,5

Таблица 5

Характеристика фракций нефти XVIгоризонта, 200 ºC

Темпера-тура отбора, ºC

ρ4²º

Фракционный состав, ºC, при

Октановое число в чистом виде

Выход на нефть, %

н. к.

10%

50%

90%

28—85

0,6748

43

54

69

80

66,5

5,6

28—100

0,6830

50

62

76

89

62,0

6,8

28—110

0,6927

55

68

82

96

59,0

7,6

28—120

0,7025

60

74

88

103

57,0

8,6

28—130

0,7083

63

77

94

111

54,0

9,6

28—140

0,7141

67

81

100

120

51,0

10,4

28—150

0,7200

70

85

106

128

48,6

11,6

28—160

0,7230

72

87

110

135

46,0

12,4

28—170

0,7260

73

88

115

142

43,9

13,3

28—180

0,7290

75

90

119

149

40,6

14,1

28—190

0,7320

76

92

124

157

38,0

15,3

28—200

0,7350

78

95

127

164

35,2

16,3

Таблица 6

Содержание индивидуальных ароматическихуглеводородов во фракциях 120 — 145 и 120 — 150 ºC

Углеводороды

Выход, мас. %      

на фракциях

на нефть

Этилбензол

2,0

0,080

n-Ксилол

2,2

0,088

м-Ксилол

3,1

0,124

о-Ксилол

2,7

0,118

Таблица 7

Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200ºC

Темпе-ратура отбора, ºC

Выход на нефть, %

ρ4²º

D²º

Содержание углеводородов, %

ароматических

наф-те-новых

парафинов

все-го

нормаль-ного строения

изостроения

Нефть XIV горизонта

28-62

1,9

0,6537

-

2

3

95

45

50

62-95

2,5

0,7113

1,3986

5

41

54

25

29

95-120

2,6

0,7375

1,4134

10

37

53

21

32

120-150

3,8

0,7501

1,4215

14

19

87

24

43

150-200

5,7

0,7655

1,4294

11

18

71

33

38

28-200

16,5

0,7301

-

10

23

67

29

38

Нефть XV горизонта

28-60

1,3

0,6643

1,3787

1

9

90

47

43

60-95

4,0

0,7280

1,4002

7

37

56

33

23

95-120

0,8

0,7419

1,4115

10

35

55

22

33

120-150

4,0

0,7534

1,4220

14

23

63

24

39

150-200

5,8

0,7680

1,4298

11

20

69

34

35

28-200

15,9

0,7405

1,4153

10

25

65

31

34

Нефть XVI горизонта

Н.к.- 60

0,7

0,6453

-

2

4

94

46

48

60-95

2,8

0,7065

1,3965

3

24

73

32

41

95-120

1,3

0,7324

1,4100

7

37

56

23

33

120-150

3,1

0,7475

1,4172

7

24

69

25

44

150-200

4,8

0,7659

1,4217

10

19

71

34

38

Н.к.-200

12,7

0,7437

-

7

25

68

32

36

Таблица 8

Групповой углеводородный состав керосиновых фракций

Температура отбора, ºC

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

Нефть XV горизонта

200—250

12

12

76

250—300

12

8

80

200—300

12

10

78

                                                        Смесь

200—250

8

18

74

250—300

10

15

75

200—300

9

16

75

Таблица 9

Характеристика фракций, служащих сырьем для каталитического риформинга

Темпе-ратура отбора, ºC

Выход на нефть, %

ρ4²º

Содер-жание    серы, %

Содержание углеводородов, %

арома-тических

нафте-новых

парафиновых

все-го

нормаль-ного строение

изострония

Нефть XV горизонта

60-85

3,0

0,7140

0,007

4

12

54

32

22

85-120

1,8

0,7410

0,012

10

33

57

25

32

85-180

9,3

0,7555

0,016

12

23

65

23

42

120-140

2,7

0,7597

0,014

14

23

63

22

41

140-180

4,8

0,7623

12

18

70

32

38

Смесь

62-85

1,0

0,7018

Сл

2

39

59

29

30

62-105

2,0

0,7277

7

45

48

22

26

85-105

1,0

0,7281

8

41

51

85-120

2,4

0,7318

7

42

51

28

23

85-180

7,1

0,7480

0,012

10

29

61

32

29

105-120

1,4

0,7449

9

36

55

32

23

120-140

1,7

0,7460

12

24

64

36

28

140-180

3,0

0,7607

0,014

13

24

63

32

31

Таблица 10

Характеристика легких керосиновых дистиллятов нефти XV горизонта

Показатели

Температура  отбора, ºC

120—200

120—205

Выход (на нефть ), %

9,8

10,2

ρ4²º

0,7650

0,7687

Фракционный состав, % при:

н. к.

137

139

10%

150

152

50%

163

168

90%

188

200

98%

200

218

Вязкость при 20ºC, мм²/с

1,16

1,25

Температура, ºC:

вспышки в закрытом тигле

23

25

начало кристаллизаций

-63

-59

Содержания, %:

ароматических углеводородов

13

12

серы

0,020

0,020

Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята

1,10

Таблица 11

Характеристика легких керосиновых дистиллятов смеси

Показатели

Температура отбора, %

28—230

120—240

Выход на нефть, %

9,8

10,2

           ρ4²º

0,7538

0,7715

Фракционный состав в, % при

          Н. к.

75

138

          10%

99

153

          50%

158

180

          90%

210

217

          98%

221

228

V20, мм²/с

1,03

1,38

Температура, ºC:

вспышки в закрытом тигле

29

начало кристаллизаций

-60

-54

Содержание, %:

ароматических углеводородов

9

12

серы

0,018

0,019

Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята

0,57

Таблица 12

Характеристика мазутов и остатков

Продукт

Выход на нефть,%

ρ4²º

ВУ80

ВУ100

Температу-ра, ºC

Содержания серы,%

Коксуемость,%

застывания

вспышки в открытом тигле

Нефть XV горизонта

Мазут топочный 40

68,8

0,8870

4,07

2,63

42

200

0,19

4,10

Остаток:

выше 350ºC

60,7

0,8950

6,16

3,02

47

239

0,21

4,84

выше 400ºC

52,6

0,9050

8,30

4,10

49

245

5,02

выше 450ºC

44,4

0,9150

11,20

6,18

50

271

5,98

выше 500ºC

36,6

0,9210

21,37

9,00

51

312

0,24

8,10

Смесь

Мазут топочный 40

66,6

0,9155

5,70

3,19

42

212

0,17

5,20

Остаток:

выше 350ºC

66,6

0,9155

5,70

3,19

42

212

0,17

5,20

выше 450ºC

51,2

0,9254

16,8

8,70

45

251

0,18

6,82

выше 490ºC

40,0

0,9406

15,70

49

352

0,23

9,00

выше 500ºC

36,5

0,9414

16,10

55

320

0,27

9,23

Таблица 13

Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом из смеси нефти.

Исходная фракция смесь углеводородов

4,7055к:почный 40                                  Смесьмесь

Выход, %

ρ4²º

Вязкость кинематическая при 50ºC мм²/с

ИВ

Температура застывания, ºC

Содержания серы,%

на фракционную

на нефть

Фракция 350—460ºC

100,0

18,3

0,8453

11,11

38

0,16

То же, после депарафинизаций

52,7

9,7

0,8756

17,42

85

-22

Нафтено-парафиновые углеводороды

39,9

7,3

0,8510