Исследование свойств смеси нефтей месторождений Тенгиз-Жанажол

Размещено на http://www.allbest.ru/

АИНГ. Специальность 5В072100-«Химическая технология органических веществ». Группа ХТНГ-13к/о

Ф.И.О. студента Т?легенова Эльвира Т?леген?ызы

4

Введение

На территории Республики Казахстан расположено 202 нефтяных и газовых месторождения. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти оцениваются в размере 7,8 млрд. тонн, а природного газа - в 7,1 трлн.мЗ. Около 70% этих ресурсов сосредоточено в западных областях Казахстана. Подавляющая их часть связана с подсолевыми месторождениями и залегает на глубинах около пяти и более тысяч метров.

Добыча нефти ведется на 55 месторождениях. К самым крупным месторождениям относятся Тенгизское (нефтяное), Узеньское (нефтегазовое), Карачаганакское (нефтегазоконденсатное), Жанажол (нефтегазоконденсатное), Каламкас (нефтегазовое).

Кашаган -- супергигантское нефтегазовое месторождение Казахстана, расположенное на севере Каспийского моря. Открыто в 30 июня 2000 года. Является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Месторождение было обнаружено в год празднования 150-летия известного мангыстауского поэта-жырау XIX века -- Кашагана Куржиманулы. Слово ?аша?ан в переводе с казахского языка означает черту характера -- «норовистый, неуловимый» (чаще всего о животном).

Тенгиз (каз. Те?із -«море») - нефтегазовое месторождение в Атырауской области Казахстана, в 350 км к юго-востоку от г. Атырау. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году. 6 апреля 1991 года в эксплуатацию был введен нефтегазовый комплекс - Тенгизский нефтегазоперерабатывающий завод и промысел, что положило начало промышленной добыче на данном месторождении.Вблизи месторождения имеется аэропорт местных воздушных линий Тенгиз.

Узень -- нефтегазовое месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауская нефтегазоносная область. Открыто в 1961 году.

Карачаганамкское месторождемние (Карачаганамк, Карашыганак, каз. ?арашы?ана?, англ. Karachaganak) -- нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана, расположено в Западно-Казахстанской области, вблизи города Аксай. Открыто в 1979 году.

Каламкас -- газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузашинской нефтегазоносной области. Открыто в 1976. Освоение началось в 1979 году.

Жанажол -- газоконденсатное месторождение в Мугалжарском районе Актюбинской области Казахстана. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1978 году.

Жетыбай - газоконденсатнонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангыстауской нефтегазоносной области.Открыто в 1961 году.

Актоты (каз. А?тоты, англ. Aktote) - морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположен 200 км на юго-востоке от города Атырау. Открыто в 2 сентября 2003 года.

Каламкас-море, каз. ?алам?ас-те?із, англ. Kalamkas «A» offshore - морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположен 150 км на северо-западе от полуострова Бузачи. Открыто 3 сентября 2002 года

Кайран (каз. ?айран, англ. Kairan) - морское нефтяное месторождение Казахстана. Расположено к 150 км на юго-востоке от города Атырау. Открыто 10 сентября 2003 года

Кенкияк-нефтяное месторождение в Темирском районе Актюбинской области Казахстана, в 250 км к юго-западу от Актобе. Открыто в 1959 году. Относится к Восточно-Эмбинской нефтегазоносной области. [1]

1. Основная часть

1.1 Физико-химическая характеристика нефти месторождении Тенгиз

Месторождение расположено на северо-восточном побережье Каспийского моря, в 150 км к юго-востоку от г.Атырау. Продуктивные пласты залегают на глубинах 3867-4111 м в сложных горно-геологических условиях, связанных с аномально высокими пластовыми давлениями.Граница залежи принята условно на отметке 5100 м. Пластовое давление в пределах разведанной продуктивной зоны изменяется от 81 до 91 мПа, пластовая температура - от 107 до125°С,газосодержание - от 350 до 600 .

По величине запасов нефти месторождение является уникальным.

Нефть и газ характеризуются аномальным количеством агрессивных компонентов: сероводора, углекислоты, меркаптановой серы. Содержание сероводорода в попутном газе достигает 20-30 мас.%,двуокиси углерода 3,7-7,5 мас. %.Специфичность состава нефти и связанная с ней коррозия оборудования определяют необходимость изменения технологии как ее добычи,так и переработки.

Физихо-химический характеристики нефти приведены в табл.1.

Таблица 1 Физико-химические показатели нефти

Нефть легкая, низкозастывающая,парафинистая, с небольшим содержанием смолисто-асфальтеновых веществ. Ванадия и никеля мало. Содержание фракций до 200, 350 и 490 °С очень высокое. Выход бензиновых фракций высокий (например, н.к. - 180°С 32,6 %), октановое число очень низкое (36-41), соответствующее ее углеводородному составу. Содержание серы в бензинах и и х кислотность высокие -0,11- 0,17 % и 4,1-6,3 мг KOH на 100 мл соответственно; азот отсутствует.

В легкой части нефти в значительном количестве содержатся н-алканы - - около 50 % на фракцию, или 2,44 % на нефть. Фракция н.к. - 62°С практически полностью (90%) состоит из а лканов с небольшими примесями аренов и цикланов, причем содержание н-алканов - составляет 30,7 % на фракцию. Эта фракция является хорошим сырьем для процесса изомеризации н-алканов -.

Бензиновые фракции до 200 °С состоят в основном из алканов (60-73%), в том числе 15-23 % н-алканов и 17-27 % цикланов. В фракциях 50°С содержание алканов еще выше. Во фракциях 250-300 и 300-350°С оно достигает 82-83%. В этих же фракциях содержится 10-15 % цикланов и 2-4 % аренов.

Таблица 2 Физико-химические характеристики фракций реактивного топлива

Фракция реактивного топлива (табл.2) характеризуются хорошими фотометрическими и вязкостными свойствами,низкой температурой начала кристаллизации,очень высоким содержанием меркаптановой серы,в несколько раз превышающим нормы на реактивное топливо ТС- и ТР. Фракция 120-230°С соответствует требованиям ГОСТа 10227-62 на топливо ТС-1 по всем показателям, кроме кислотности, содержания меркаптановой серы и температуры вспышки. Таким образом,при использовании соответствующих методов очистки из нефти могут быть получены низкозастывающие реактивные топлива.

Таблица 3 Физико-химические характеристики керосиновых фракций

Керосиновые фракции (табл.3) характеризуются высокими кислотностью,содержанием серы.Их можно использовать в качестве осветительного керосина лишь после специальной очистки.По остальным показателям они соответствуют ГОСТу 4757-68 на керосин КО-20(за икслючением фракций 150-280 и 150-320°С,которые не отвечают стандарту по температуре помутнения).

Таблица 4 Физико-химические характеристики фракций дизельного топлива

Фракция дизельного топлива (табл.4) по всем показателям соответствует требованиям ГОСТа 305-82 на дизельное топливо Л-0,5-61 (за исключением фракций 230-350 и 240-350°С,которые не соответсвуют стандарту по содержанию серы и кислотности), а по температурам помутнения,застывания,вспышки и коксуемости 10% остатка имеют большой запас качества.Высокое содержание н-алканов позволяет рассматривать фракции дизельного топлива как перспективное сырье для производства жидких парафинов.

Характерной чертой тенгизской нефти является значительное содержание в ней меркаптанов.Изучение закономерностей распределения общей и меркаптановой серы по фракциям показало, что содержание общей серы во фракциях, выкипающих до 2000 С, для тенгизской нефти значительно выше, чем для западносибирской, в основном за счет меркаптанов.

По характеру распределения сернистых соединений в низкокипящих фракциях тенгизская нефть близка к оренбургскому, карачаганакскому, астраханскому меркаптансодержащим газовым конденсатам.

Таблица 5 Распределение меркаптановой серы по фракциям для тенгизской нефти

Меркаптановая сера распределяется по фракциям неравномерно. В углеводородном газе и фракции н. к. - 62 Сона содержится в наибольшем количестве и представлена в основном метил - и этилмеркаптанами в соотношении 1:1,5-2,5. Во фракции н. к. -62 С появляются изопропил-, амил-, гексилмеркаптаны, во фракции 180-350 С - меркаптаны выше С6.

Значительно содержание меркаптановой серы во фракции 120-240 С. С дальнейшим повышением температуры ее концентрация снижается. Наличие меркаптанов во всех фракциях тенгизской нефти делает необходимой их гидроочистку или демеркаттанизацию. Содержание общей серы возрастает по мере повышения температуры выкипания фракций : в бензиновых - от 0,07 до 0,18% , в дизельных - до 0,7% , в тяжелых (350-500 и 500-560 С) - до 1,11 и 1,29 соответственно.

Групповой углеводородный состав светлых дистиллятов приведен в табл. 5. При переходе от легких к более тяжелым дистиллятам возрастает содержание алканов с одновременным снижением содержания моноциклических йикланов и аренов. Бициклические углеводороды, нафтенобензолы и нафталины обнарудены во фракциях 180-250 С, трициклические (как насыщенные, так и динафтенбензолы) - во фракции 250-350 С.

Фракция 350-490 С (выход 13,1% на нефть) по всех показателям удовлетворяет требованиям на сырье каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой (в том числе по содержанию серы, металлов и коксуемости): плотность при 20 С 0,8819 г/см3 ; фракционный состав: н.к.-363 С, 10% -384 С, 50% -407 С, 90% -448 С, к.к. - 485 С; вязкость при 50 С 13,63 мм2/с, при 100 С 5,14 мм2/с; температура застывания - 26 С; содержание серы 1%; ванадий и никель отсутствуют; коксуемость 0,2 %; зольность 0,014%.

Таблица 6 Групповой углеводородный состав светлых фракций, %

Потенциальное содержание и свойства базовых дистиллятных и остаточных масел приведены в табл. 6.

Таблица 7 Характеристика дистиллятных и остаточных базовых масел

Выход базовых масел с индексом вязкости 95 и 901 из фракции 350-450 0С составляет 8,8 и 9,8% соответственно , из фракции 450-4900С 1,5 и 1,6% га нефть. Выход их этих фракций петролатума равен 17,7 % (tПЛ =430С) и 1,5% (tПЛ =580С). Выход остаточных базовых масел с индксом аязкости 90 и 85 -3,1 и 3,4 соответственно. Физико-химические характеристики вакуумного дистиллята сведен в табл. 7 ,8. [2]

Таблица 8 Физико-химические характеристики депарафинированного вакуумного дистиллята

Таблица 9 Групповой углеводородный состав ТДР-фракций депарафинированного вакуумного дистиллята

Таблица 10 Физико-химические характеристики остатков

1.2 Физико-химическая характеристика нефти месторождения Жанажол

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Месторождение расположено на востоке Жаркамысско-Есенской зоны нефтегазонакопления, в 40 км юго-восточнее Кенкияка. Открыто в 1978 г., введено в эксплуатацию в 1986 г. Глубина залегания нижнего продуктивного горизонта 3540-3650 м.

Плотность нефти 0,8188 - 0,8586 г/см3, содержание серы менее 1 %, сернокислотных смол до 10%, асфальтенов 0,59 %. Вязкость нефти при 20 С 6,6-25,0 сСт. Плотность пластовой нефти 0,5540 г/см3, сепарарированной 0,8271 г/см3; давление насыщения 255 атм; газосодержание 305,2 м3/м3; усадка 42%; плотность газа 0,7110 г/л. Дебиты газа и конденсата в присводовых скважинах превышали 200 тыс. м3/сут и 200 м3/сут соответственно. Газ метановый, с содержанием сероводорода до 3%. Плотность конденсата 0,750 г/см3. Верхняя залежь находится на глубине от 2550 до 2830 м. Пластовое давление в разных частях залежи составляет 285-295 атм, пластовая температура 57-62 С. В табл. 1-6 приведены физико-химические свойства нефти фракций (скв.№ 4), в табл. 7 характеристики товарной нефти и ее фракций. Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4. С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспидициями в составе объединения «Актюбнефтегазгеология», созданного 1 октября 1981 года. В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепрома.

Таблица 11 Характеристика фракций нефти (скв. №4), выкипающих до 200?С

Таблица 12 Физико-химическая характеристика нефти

Таблица 13 Групповой углеводородный состав фракций нефти (скв. №4), выкипаю-щихдо 200 °С

Таблица 14 Потенциальное содержание фракций, %

Нефть Жанажола малосернистая, парафиновая, с высоким содержанием топливных и масляных фракций. Фракции н. к.- 120 и н,к- 150 °С отвечают требованиям ГОСТа 1012-72 на авиабензин Б-70, другие бензиновые фракции могут служить прямогонными компонентами реактивных топлив или растворителями для лакокрасочной промышленности. Во всех фракциях до 200 °С отсутствует сера. нефть месторождение гидроочистка бензиновый

Керосиновые фракции в интервале 160-260 °С имеют высокую температуру начала кристаллизации и утяжеленный фракционный состав. Фракции 150-280 °С соответствует ГОСТу на осветительный керосин КО-20.

Таблица 16 Характеристика остатков нефти (скв. № 4)

Таблица 17 Физико-химическая характеристика газовых бензинов

Дизельные дистилляты имеют высокие температуры застывания и невысокие значения дизельных индексов. Без депарафинизации они могут служить топливом марки ДЛ по ГОСТу 4749-73.

При депарафинизации фракций 240-350 °С получены 15,4 % (на фракцию) жидких парафинов, при этом температуре застывания фракции снижается от минус 15 до минус 59°С.

Широкая масляная фракция 350-450°С нефти (скв. № 4) после депарафинизации имеет температуру застывания минус 21°С; ИВ равен 62. Индекс вязкости масел из фракции 350-450 °С после селективной очистки (84 %) также невысокий и равен 68.

Температура застывания минус 22 °С, кинематическая вязкость при 50 °С 25,13 мм2/с, выход 16,4 % (на нефть). Общий выход дистиллятных базовых масел с ИВ, равным 30-68, составляет 23,8 %, высокие индексы вязкости (89-93) имеет лишь парафино-нафтеновая часть дистиллятных фракций.

Остаточные масла, содержащие только парафино-нафтеновую часть, а такжеI, II и частично IV группы арамотических углеводородов, имеют индексы вязкости 83,71 и 61 и температуры застывания минус 17°С(для I группы) и минус 18 °С (для II и IV групп).

1.3 Физико-химические свойства смеси нефтей месторождений Тенгиз-Жанажол

Таблица 18 Физико-химические свойства смеси Тенгиз-Жанажол

Шифр нефтей месторождений Тенгиз-Жанажол в соотношении 70:30

II М4 И2 П2

1.4 Описание поточной схемы

С такой схемой переработки имеют в своем составе установки, на которых с помощью различных деструктивных и каталитических процессов можно получить дополнительные количества светлых нефтепродуктов.

Первичная переработка нефти проводится на установке АВТ. Помимо атмосферных дистиллятов на этой установке получают вакуумный дистиллят - фракцию 350-500°С и гудрон.

Бензиновый дистиллят проходит гидроочистку и разделяется на фракции. Одна из фракций подвергается каталитическому риформингу. Другая бензиновая фракция, более легкая, направляется на установку изомеризаций. Катализат и изомеризат этих установок являются основными компонентами товарного автомобильного бензина.

Средние дистиллят (дизельный) проводится на установках гидроочистки. Благодаря гидроочистке получают реактивное топливо повышенного качества и малосернистое летнее дизельное топливо. Вакуумный дистиллят направляется на установку гидрокрекинга. При гидрокрекинге получают газ, бензин, дизельную фракцию и тяжелый газойль. Газ направляется на ГФУ, бензин используется как компонент товарного автомобильного бензина, а тяжелый газойль направляется на установку замедленного коксования.

Гудрон подвергается переработке с применением коксования. На приведенной в графической части схеме гудрон используется для получения кокса в процессе замедленного коксования. При коксовании, кроме кокса, получают газ и дистилляты, набор которых аналогичен получаемому при каталитическом крекинге. Бензин коксования подвергается облагораживанию с применением процессов глубокого гидрирования и каталитического риформинга, а легкий газойль очищается от сернистых соединений на установке гидроочистки. [3]

2. Расчетная часть

2.1 Расчет материальных балансов входящих в поточную схему

Таблица 19 Материальный баланс Электрообессоливающей установки (ЭЛОУ)

Таблица 20 Материальный баланс Атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ)

Таблица 21 Материальный баланс гидрокрекинга вакуумного дистиллята

Таблица 22 Материальный баланс установки замедленного коксования

Таблица 23 Материальный баланс установки гидроочистки бензина

Таблица 24 Материальный баланс установки гидроочистки керосина

Таблица 25Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Таблица 26 Материальный баланс установки вторичной перегонки бензина

Таблица 27 Материальный баланс изомеризации

Таблица 28 Материальный баланс установки каталитического риформинга

Таблица 29 Материальный баланс газофракционирующей установки предельных углеводородов

Таблица 29 Материальный баланс установки депарафинизации дизельного топлива.

Таблица 30 Материальный баланс установки Клауса

Таблица 31 Материальный баланс установки смесительной станции дизельного топлива

2.2 Сводный материальный баланс

Таблица 33 Сводный материальный баланс

Заключение

В данной курсовой работе мы провели исследование физико-химических свойств смеси нефтей месторождений Тенгиз-Жанажол.

Фракционный состав смеси нефтей получился таковым: газ - 3,015 %; бензиновая фракция - 26,18 %; керосин - 18,11 %; дизельное топливо - 24,68 %; вакуумный дистиллят -13,045 %; гудрон - 14,97 %. Смесь получилась сернистая, парафинистая. После первичной перегонки газ мы направили в газофракционирующую установку, а для бензиновых, дизельных фракций и вакуумного дистиллята установила установки гидроочистки. После гидроочистки бензин разделила на установку каталитического риформинга и изомеризации. Из за присутствия в смеси парафинов дизельное топливо было направлено в установку депарафинизаций. Полученные сероводороды поступили в установку Клауса, чтобы получить серу. В итоге мы получили газ, автобензин, керосин, дизельное топливо, парафин, нефтяной кокс, котельное топливо и серу. Потери было - 2,9 %.

Список использованной литературы

1. Чердабаев Р.Т. «Нефть: вчера, сегодня, завтра», Алматы: 2009.

2. Надиров Н.К. «Нефть и газ Казахстана», часть 2, Алматы: Гылым, 1995.

3. Рудин М.Г., Драбкин А.Е., «Краткий справочник нефтепереработчика», Химия, 1980.

Размещено на Allbest.ru