Система методов контроля стабильности углеводородных топлив - продуктов переработки эвенкийских нефтей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат наук Орловская, Нина Федоровна

• Орловская, Нина Федоровна
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Орловская, Нина Федоровна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОСОБЕННОСТИ НЕФТИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Классификация нефтей по свойствам и составу

1.2 Нефти севера Красноярского края

1.3 Физико-химические и товарно-технические свойства нефтей севера Красноярского края

1.4 Углеводородный состав нефти Юрубчено-Тохомского месторождения

1.5 Фракционный состав нефти Юрубчено-Тохомского месторождения

1.6 Структурно-групповой состав нефтяных дистиллятов

1.7 Серосодержащие соединения дистиллятов нефти Юрубчено-Тохомского месторождения

1.8 Причины коррозии и образования отложений на оборудовании НПУ Байкитского НПЗ

1.9 Коррозионная агрессивность эвенкийских нефтей

1.10 Мероприятия по защите установки от коррозии

Выводы

2 ОБЩИЙ АНАЛИТИЧЕСКИЙ МЕТОД ИССЛЕДОВАНИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА КОРРОЗИОННЫХ СВОЙСТВ МАЛОСЕРНИСТЫХ НЕФТЕЙ, ПРОЯВЛЯЮЩИХСЯ ПРИ АТМОСФЕРНОЙ ПЕРЕГОНКЕ

2.1 Термостабильность сероорганических соединений нефтей. Взаимные превращения серосодержащих соединений при переработке нефти

2.2 Существующие методы определения сероводорода, меркаптанов элементарной серы в нефти и нефтепродуктах

2.3 Метод контроля сероводорода и легких меркаптанов, выделяющихс при атмосферной перегонке нефти

2.4 Практические рекомендации по внедрению методов контроля сероводорода и легких меркаптанов при атмосферной перегонке

нефти

Выводы

3 ОСОБЕННОСТИ ТОПЛИВ, ПОЛУЧЕННЫХ ПЕРЕРАБОТКОЙ ЭВЕНКИЙСКИХ НЕФТЕЙ

3.1 Влияние элементарной серы и серосодержащих соединений на

эксплуатационные свойства нефтяных топлив

3.2 Состав и свойства прямогонных топлив из нефтей севера Красноярского края

3.3 Исследование эффективности удаления сернистых соединений из среднедистиллятных топлив порошковыми сорбентами

3.4 Особенности применения гидроочищенных малосернистых дизельных

топлив

Выводы

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДА КОНТРОЛЯ ОКИСЛИТЕЛЬНОЙ СТАБИЛЬНОСТИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ТОПЛИВ

4.1 Методы исследования окислительной стабильности

4.2 Характеристика средств измерений

4.3 Разработка метода контроля стабильности углеводородных топлив

4.4 Результаты окисления н-гексадекана с расходом воздуха 6 л/ч

4.5 Результаты окисления н-гексадекана с расходом воздуха 23 л/ч

4.6 Результаты и их обсуждение

4.7 Математическая модель процесса окисления «-гексадекана

4.8 Этапы построения модели

4.9 Исследование окислительной стабильности и продуктов окисления дизельного топлива, полученного из нефти Юрубчено-Тохомского месторождения

4.10 ЯМР'НиЯМР13С исследования окисленного гексадекана

Выводы

5 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СРЕДСТВ ИНГИБИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ОКИСЛЕНИЯ СРЕДНЕДИСТИЛЛЯТНЫХ ТОПЛИВ

5.1 Вклад амино-и нитрозогруп в свойства антиоксиданта

5.2 Повышение окислительной стабильности реактивных топлив

5.3 Повышение окислительной стабильности дизельных топлив

5.4 Повышение окислительной стабильности бензинов

5.5 Влияние окисляемого субстрата на эффективность действия антиоксидантов на примере 1Ч-т/?ет-бутил-3,5-диметил-4-нитрозоанилина

5.6 Многофункциональные присадки для стабилизации минеральных

масел на основе ароматических соединений и ДМФА

5.7 Многофункциональные присадки для стабилизации минеральных

масел на основе ароматических соединений и ДМФА

Выводы

6 ОСОБЕННОСТИ СИНТЕЗА НИТРОЗОАНИЛИНОВ И НИТРОЗОФЕНОЛОВ - ПЕРСПЕКТИВНЫХ АНТИОКСИДАНТОВ ДЛЯ ТОПЛИВ И МАСЕЛ

6.1 Особенности строения эффективных антиокислителей

6.2 Закономерности конденсации изонитрозо-(3-дикарбонильных соединений с кетонами

6.3 Роль природы растворителя и основности среды в циклизации изонитрозо- (3-дикарбонильных соединений с кетонами

6.4 Влияние природы катиона щелочного металла, координированного с 177 основанием, на протекание циклизации изонитрозо-|3-дикетонов с кетонами

6.5 Влияние строения карбонильных соединений на направление

циклизации. Синтез практически важных нитрозосоединений

Выводы

7 ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ КОНТРОЛЯ СТАБИЛЬНОСТИ НЕФТИ И ПОЛУЧАЕМЫХ ДИСТИЛЛЯТНЫХ ТОПЛИВ

7.1 Ускоренный прогноз целевых показателей качества топлив при их получении и стабильности топлив при хранении

7.2 Практическая реализация метода определения сероводорода и легких меркаптанов при атмосферной перегонке нефти Юрубчено-Тохомско-

го месторождения

7.3 Организация информационно-измерительного комплекса для оценки

окислительной стабильности топлив

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Система методов контроля стабильности углеводородных топлив - продуктов переработки эвенкийских нефтей»

ВВЕДЕНИЕ

В диссертации представлено обобщение выполненных автором в 1994-2013 годах исследований в области создания методов и средств контроля стабильности углеводородных топлив, синтеза и исследования веществ-антиоксидантов.

Побудительной причиной к написанию данной работы послужило получение первых топлив из новых малоизученных нефтей севера Красноярского края и необходимость перехода нефтеперерабатывающих заводов на выпуск малосернистых дизельных топлив по техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» (далее - Техническому регламенту).

Актуальность темы. Интенсивное развитие северных территорий, требующее увеличения объемов потребления ГСМ, рост стоимости нефтепродуктов и их доставки до потребителя являются причиной высокой экономической эффективности мини-НПЗ в российских условиях. Качество получаемых первичных продуктов на высокотехнологичных установках ничем не отличается от качества продуктов на больших НПЗ. Так как небольшой НПЗ не может содержать всего комплекса нефтеперерабатывающих процессов, применяемых на больших НПЗ, то в качестве сырья желательно использовать малосернистые нефти.

Именно такими являются нефти севера Красноярского края (Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений), поэтому создание технологий, позволяющих получать малосернистое дизельное топливо на мини-НПЗ, а также разработка методов и средств контроля протекающих при этом процессов актуальны.

Малосернистые среднедистиллятные топлива имеют повышенную склонность к окислению при хранении. Ввод цетанповышающей, депрессорной и противоизносной присадок (что необходимо для производства дизельного топлива Евро, отвечающего требованиям ГОСТ Р 52368-2005), снижает стабильность его эксплуатационных свойств при хранении и требует вовлечения дополнительного

количества антиокислительных присадок. Насущным является предпринятый нами поиск новых путей стабилизации малосернистых топлив.

Степень разработанности темы. Перегонка юрубченской нефти (Байкитский НПЗ, установка перегонки нефти УПН-40 вблизи скважины Юр-5 Юрубчено-Тохомского месторождения) приводит к быстрой коррозии оборудования. Восточносибирские нефти (в том числе юрубченскую) в смеси с западносибирской пытались вовлечь в переработку в ОАО «Ангарская нефтехимическая компания». В состав смеси по данным В. А. Микишева может входить не более 10% восточносибирских нефтей (высока доля меркаптановой серы в получаемых дистиллятах) [1]. Перечисленные явления нуждаются в дополнительном изучении.

Исследованиям методов контроля сероводорода и лёгких меркаптанов при нагреве термически нестойких серосодержащих соединений нефти посвящены работы Р.Д. Оболенцева, Б.В. Айвазова [2], Е.И. Скрипник [3], Л.Д. Захарочкина [4] и др. Однако они исследовали высокосернистые нефти и основной целью было извлечение серосодержащих соединений.

Переход на экологические классы топлива означает, что на рынке появится малосернистое гидроочищенное топливо. Известно, что серосодержащие соединения являются природными ингибиторами окисления и снижение их концентрации в процессе гидроочистки приводит к повышенной окисляемости топлив при хранении.

Факт необходимости введения дополнительного количества присадок-антиоксидантов в состав гидроочищенного дизельного топлива отмечали в своих работах Т.Н. Митусова [5, 6], В.П. Томин [7].

Образование смол и осадков при окислении гидроочищенных и содержащих сероорганические соединения фракций исследовал Г.Ф. Большаков [8], но речь шла в основном о реактивных топливах с их особыми условиями применения.

Жидкофазное окисление углеводородов изучается давно, кроме классических работ H.H. Семенова [9], Н.М. Эмануэля [10], Е.Т. Денисова, И.В. Березина [11] имеются недавние результаты исследований В.Н. Бакунина [12], О.П. Паренаго [13], В.В. Харитонова [14]. Они позволили нам по-новому оценить процесс

жидкофазного окисления топлив в свете формирования обращенных мицелл -ассоциатов гидропероксидов и их индуцированного распада.

Существующие методы оценки окислительной стабильности углеводородных топлив включают определение ряда стандартных показателей. Среди них -концентрация первичных и вторичных продуктов окисления (пероксидов и карбоновых кислот), массовой доли смол и осадков, а также измерение интегральных показателей (оптическая плотность, коэффициент рефракции). С учетом новых данных об индуцированном распаде гидропероксидов такой подход малоинформативен и не дает представления о глубине изменений в сложных смесях углеводородов.

Кроме того, известно, что широко используемые линейные зависимости оптической плотности и рефракции от концентрации в углеводородных средах не выполняются из-за ассоциации высокомолекулярных компонентов углеводородных систем [15].

Все это позволяет нам утверждать важность и актуальность исследований, направленных на разработку комплекса методов аналитического контроля углеводородных топлив, обеспечивающего сохранение их стабильности в условиях длительного хранения и удовлетворение требований Технического регламента.

Изменениями, внесенными в технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту», введены новые сроки перехода на экологические классы топлива. Выпуск в оборот автомобильного бензина и дизельного топлива допускается в отношении класса 3 - до 31 декабря 2014 года, класса 4 - до 31 декабря 2015 года, класса 5 - срок выпуска в оборот, как и ранее, не ограничен.

Ввод цетанповышающей, депрессорной и противоизносной присадок (что необходимо для производства дизельного топлива Евро, отвечающего ГОСТ Р 52368-2005), снижает стабильность его эксплуатационных свойств при хранении и требует вовлечения антиокислительной присадки [7].

И, наконец, в условиях реализации требований Технического регламента ставится под вопрос возможность успешной работы малых нефтеперегонных заводов, так называемых мини-НПЗ.

Интенсивное развитие северных территорий, требующее увеличения объемов потребления ГСМ, рост стоимости нефтепродуктов и их доставки до потребителя являются причиной экономической эффективности мини-НПЗ в российских условиях [16]. В настоящее время практически у всех крупных нефтяных компаний, таких как ЛУКОЙЛ, Роснефть, ТНК ВР и других, есть мини-НПЗ. Основным условием для региона размещения мини-НПЗ является близость к природным запасам нефти. Проблема получения дизельных топлив для собственных нужд в отдаленных северных регионах существует и не перестает быть актуальной.

Цель и задачи исследования. Целью исследования является разработка новой методологии аналитического контроля стабильности углеводородных топлив на примере углеводородов и прямогонных топлив из нефтей севера Красноярского края.

Для реализации поставленной цели потребовалось решение следующих научно-технических задач.

Исследовать состав, свойства и поведение при атмосферной перегонке малосернистых нефтей севера Красноярского края и разработать метод контроля количества сероводорода, метил- и этилмеркаптанов, выделяющихся при атмосферной перегонке нефти.

Исследовать склонность нефтей севера Красноярского края к образованию сероводорода и легких меркаптанов при атмосферной перегонке.

Исследовать прямогонные топлива из нефтей севера Красноярского края на наличие высших меркаптанов и «меркаптановой серы».

Разработать методы контроля окислительной стабильности углеводородных топлив на основе анализа продуктов окисления.

Разработать метод ингибирования процесса окисления углеводородных топлив.

Предложить перспективные ингибиторы окисления и экспериментально подтвердить их действие в среднедистиллятных топливах.

Разработать информационно-измерительный комплекс для контроля выделяющихся сероводорода и легких меркаптанов, оценки состава, свойств нефти и стабильности получаемых дистиллятных топлив.

Методы исследований. При решении поставленных задач применялись методы математической статистики, планирования и моделирования процессов, теория окисления углеводородов, методы математического моделирования процессов окисления, теория ингибирования процессов окисления, физико-химические методы исследования топлив, хроматографический комплекс с масс-спектральным детектированием Agilent. Для обработки экспериментальных данных использовался пакет прикладной программы MATLAB 6.5.

На защиту выносится:

Научно обоснованный метод определения содержания сероводорода и легких меркаптанов.

Математическая модель процесса удаления серосодержащих веществ из среднедистиллятных топлив порошковыми сорбентами оценивающая эффективность сорбента и оптимальные технологические условия.

Результаты экспериментальных исследований количественного содержания сероводорода, метил- и этилмеркаптанов, выделяющихся при атмосферной перегонке нефтей Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского, Ванкорского месторождений.

Аппаратный метод контроля окислительной стабильности углеводородных топлив на основе качественного и количественного анализа продуктов окисления.

Результаты исследования действия перспективных средств ингибирования процесса окисления среднедистиллятных топлив, показывающие их технические преимущества и метод стабилизации топлив от окислительной деструкции.

Разработанный информационно-измерительный комплекс определения состава и свойств нефти, ее агрессивности при перегонке и стабильности получаемых дистиллятных топлив.

Научная новизна полученных результатов. Разработан метод определения количества сероводорода и лёгких меркаптанов, выделяющихся при нагревании нефти в условиях атмосферой перегонки, позволяющий оценить нефти по склонности к образованию сероводорода и легких меркаптанов (Патент РФ 2426985).

Впервые нефти севера Красноярского края количественно охарактеризованы по склонности к образованию сероводорода и легких меркаптанов. Предложена гипотеза образования сероводорода и легких меркаптанов при атмосферной перегонке нефти Юрубчено-Тохомского месторождения.

Разработан метод контроля качества углеводородных топлив, позволяющий выявить вещества-маркеры для оценки степени окисленности и прогнозирования необходимости введения присадки-антиоксиданта с целью продления сроков хранения топлив.

Разработаны перспективные средства ингибирования процесса окисления, имеющие лучшие характеристики по сравнению с применяемыми в промышленности и экспериментально доказано их действие в среднедистиллятных топливах. Предложены методы их синтеза (Патенты РФ 2458905, 2163600, 1409624; A.c. 897768).

Разработан метод стабилизации топлив от окислительной деструкции, защищенный патентом РФ 2443668, позволяющий вводить ингибитор в растворе окисленного топлива, содержащего вторичные спирты в составе самоорганизующихся структур типа обращенных мицелл.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций в диссертационной работе обеспечивается необходимым объемом экспериментальных исследований, удовлетворительной сходимостью теоретических и экспериментально полученных зависимостей, непротиворечивостью исследованиям других авторов, использованием специального сертифицированного оборудования, позволяющего с высокой точностью осуществлять измерения требуемых параметров.

Практическая значимость результатов работы. Полученные данные о выделяющихся сероводороде, метил- и этилмеркаптанах и поведении термически нестойких серосодержащих соединений нефти Юрубчено-Тохомского месторождения при атмосферной перегонке могут использоваться для оценки влияния сероводорода и лёгких меркаптанов на технологическое оборудование малых нефтеперерабатывающих заводов и качество получаемых дистиллятов.

Предложены перспективные антиоксиданты, позволяющие эффективно ингибировать процесс окисления и продлять сроки хранения среднедистиллятных топ лив.

Часть результатов диссертации получена при работе над проектами «Разработка экспресс-анализа потенциального содержания серы в среднедистиллятных фракциях и мазуте, получаемых при атмосферной перегонке нефтей на мини-НПЗ» и «Получение дизельного топлива соответствующего требованиям Евро 4 при атмосферной перегонке эвенкийских нефтей на мини-НПЗ» Программы развития СФУ на 2007-2010 годы (код ГРНТИ 31.21.29) и выполнении хозяйственного договора «Разработка технических и технологических решений по защите установки перегонки нефти МП ЭМР «Байкитэнерго» (п. Байкит) от коррозии».

Результаты исследований внедрены на установке по производству прямогонных топлив и в испытательной лаборатории МП ЭМР «Байкитэнерго», в лаборатории ОАО «Красноярскнефтепродукт» филиал «Северный», в учебный процесс кафедры «Топливообеспечение и горючесмазочные материалы» Института нефти и газа Сибирского федерального университета.

1 ОСОБЕННОСТИ НЕФТИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Классификация нефтей по свойствам и составу

Во всем мире нефти классифицируют в зависимости от свойств и состава. Разработаны различные классификации: химические, генетические (наследственные), промышленные, товарные и т. д. [21]

Согласно принятой в России классификации (рисунок 1.1) [22] нефти подразделяют на класс, тип, группу и вид, в зависимости от массовой доли серы -на классы (I—IV). Первый класс - малосернистая нефть с массовой долей серы до 0,60 % включительно, второй класс - сернистая с массовой долей серы от 0,61 до 1,80 %, третий - высокосернистая с массовой долей серы от 1,81 до 3,50 %, четвертый - особо высокосернистая с массовой долей серы выше 3,50 %.

Рисунок 1.1- Классификация нефтей по ГОСТ Р 51858-2002

По плотности, а при поставке на экспорт дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина, нефть подразделяют на пять типов: 0 - особо легкая, 1 - легкая, 2 - средняя, 3 - тяжелая, 4 - битуминозная.

По степени подготовки нефть подразделяют на группы с первой по третью, учитываются показатели: массовая доля воды, концентрация хлористых солей, массовая доля механических примесей, давление насыщенных паров, содержание хлорорганических соединений.

По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды. Первый вид - массовая доля сероводорода не более 20 млн"', массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме не более 40 млн"1; второй - сероводорода от 20 до 50 млн"1, меркаптанов от 40 до 60 млн"1; третий - сероводорода от 50 до 100 млн"', меркаптанов от 60 до 100 млн"'.

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида, наример: нефть (при поставке потребителю в России) с массовой доли серы 1,15 % (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 кг/м3 (тип 2), концентрацией хлористых солей 120 мг/дм3, массовой долей воды 0,40 % (группа 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают 2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002.

По технологической классификации (рисунок 1.2) [23, 24] все нефти делят на классы по содержанию серы в самой нефти и в получаемых при атмосферной перегонке бензине, реактивном и дизельном топливе. Второе деление осуществляется по типам, характеризует выход светлых фракций из нефти, выкипающих до 350 °С. Отнесение нефти к той или иной группе производится по потенциальному содержанию в ней базовых масел, к подгруппе - по индексу вязкости этих базовых масел. По виду определяется содержание твердых парафинов в нефти.

Рисунок 1.2 - Технологическая классификация нефтей по ОСТ 38.01197-80

Малосернистая нефть содержит не более 0,5 % серы при ограничении ее количества в бензиновой и реактивно-топливной фракциях 0,1 %, а в дизельной 0,2 %. Это нефть 1-го класса. Если доля серы превышает указанные ограничения хотя бы в одном виде дистиллятного топлива, нефть не может считаться малосернистой.

Сернистая нефть содержит 0,5-2 % серы, при ограничении ее количества в бензине не более 0,1 %, реактивном топливе - 0,25 %, дизельном топливе - 1 %. Если превышен хотя бы один показатель, нефть относится к высокосернистой.

Высокосернистая нефть содержит более 2 % серы при ее концентрации в бензине - более ОД %. реактивном топливе - более 0,25 %, в дизельном топливе -более 1 %. Если все дистиллятные фракции нефти содержат серы меньше, то ее относят к сернистой.

Данная классификация учитывает соотношение фракций в нефти. По выходу светлых фракций нефти делятся на три типа, а по суммарному содержанию дистиллятных базовых масел - на четыре группы, в зависимости от

значения индекса вязкости этих масел - на четыре подгруппы.

При доле твердых парафинов до 1,5 % из нефти без депарафинизации можно получить реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами кипения 200-350 °С и температурой застывания до - 45 °С, а также индустриальные базовые масла. Такую нефть называют малопарафииистой. Если в нефти имеется 1,5-6 % твердых парафинов и из нее без депарафинизации получают реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами кипения 240-350 °С и температурой застывания ниже -10 °С, то ее называют парафинистой. Остальная нефть является высокопарафннистой.

На базе технологической классификации каждой нефти присваивается свой шифр, состоящий из пяти цифр, первая из которых соответствует номеру класса в технологической классификации, вторая - группе, третья - подгруппе, четвертая -типу, пятая - виду. В соответствии с этой классификацией Туймазинская нефть имеет шифр 2.2.3.3.2, Усинская— 2.2.3.2.3, Узеньская - 1.3.3.1.3, Самотлорская -2.1.3.1.2 ит. д.

Приведенная выше классификация в большей степени распространена в Европе и России.

В США при классификации сырых нефтей с различным содержанием серы их обычно подразделяют на сладкие (sweet) и кислые (sour). По принятой в настоящее время классификации «сладкие» (малосернистые) нефти содержат не более 0,5 % массовой доли серы, а кислые (сернистые) - не менее 2,5%. Нефти с промежуточным содержанием серы иногда называют среднесладкими или среднекислыми, но граница между этими категориями четко не обозначена [25].

Таким образом, в существующих классификациях нефтей сероводород и лёгкие меркаптаны, выделяющиеся при атмосферной перегонке, не учитываются. Согласно [22] учитывается содержание сероводорода и лёгких меркаптанов, растворенных в исходной нефти.

1.2 Нефти севера Красноярского края

На севере Красноярского края дизельное топливо получают по технологии

атмосферной перегонки нефти непосредственно на нефтяных промыслах, что крайне важно для обеспечения потребности в топливе в труднодоступных удаленных районах [26-33].

Интенсивное развитие северных территорий, требующее увеличения объемов потребления ГСМ, рост стоимости нефтепродуктов и их доставки до потребителя являются причинами высокой экономической эффективности мини-НПЗ в российских условиях. Они не могут содержать всего комплекса нефтеперерабатывающих процессов, применяемых на больших НПЗ, поэтому для получения топлив, соответствующих современным требованиям, в качестве сырья желательно использовать малосернистые нефти.

Нефти месторождений севера Красноярского края, в том числе Юрубчено-Тохомского, являются малосернистыми [33,34], поэтому их атмосферная перегонка - перспективное направление получения экологичных топлив.

В процессе переработки нефти Юрубчено-Тохомского месторождения на малотоннажных установках атмосферной перегонки наблюдалось разрушение технологического оборудования.

В этой ситуации представляется естественным описать химическое поведение исходных нестойких серосодержащих соединений, определить температурную область образования коррозионных агентов при атмосферной перегонке юрубченской нефти.

Мы рассмотрели малосернистые нефти месторождений севера Красноярского края: Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского, Ванкорского. Особое внимание уделили нефти Юрубчено-Тохомского месторождения, что объясняется особенностями состава и свойств. Нефть Ванкорского месторождения относится к зоне Западно-Сибирских месторождений [30], нефть Юрубчено-Тохомского месторождения - к Восточно-Сибирским [33].

Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское месторождения расположены в южной части Эвенкийского автономного округа в междуречье Ангары и Подкаменной Тунгуски в 140 км южнее поселка Байкит. Начало освоения - 1998 г., перспективные запасы нефти 1 млрд т [26, 27], перспективные запасы газа 2,1

трлн куб. м., начало опытно-промышленной эксплуатации - 2009 г., объем добычи нефти 3,5 млн т/год. Начало промышленной эксплуатации - 2015 г., прогноз объема добычи нефти на уровне 20 млн т/год. Объем инвестиций для выхода на промышленную эксплуатацию около 150 млрд руб., объем инвестиций за 35 лет может составить около 360 млрд руб.

Юрубченская нефть добыта из скважины Юр-5 Юрубчено-Тохомского месторождения, компанией недропользователем является ОАО «ВосточноСибирская нефтегазовая компания», дочернее предприятие открытого акционерного общества «НК«Роснефть». Восточно-Сибирской нефтегазовой компании принадлежит лицензия на геологоразведку и разработку Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения и Агалеевского газового месторождения в Восточной Сибири [26].

Куюмбинское месторождение расположено выше по течению реки Подкаменная Тунгуска от поселка Байкит. Компании недропользователи: ОАО «Нефтегазовая компания «Славнефть» дочернее предприятие ОАО «Газпром» [27], ОАО «ТНК-ВР».

Промышленный потенциал по добыче нефти на Юрубчено-Тохомском и Куюмбинском месторождениях будет реализован со строительством магистрального трубопровода «Куюмба - Тайшет» ОАО «Транснефть» [28]. Новый трубопроводный проект компании «Транснефть» позволит связать крупнейшие месторождения Юрубчено-Тохомской зоны с трубопроводной системой «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО). С одной стороны, это обеспечит внешним транспортом перспективные нефтеносные провинции, с другой - повысит ресурсную базу ВСТО [32]. Начало транспортировки нефти по магистральному нефтепроводу «Куюмба - Тайшет» Правительством РФ установлено на IV квартал 2016 г. [28]. Длина трубопровода составит 703 км, проектный объем перекачки нефти 15 млн т/год [29].

Ванкорское газонефтяное месторождение находится в Туруханском районе Красноярского края в 130 км к западу от города Игарка, недропользователь - ЗАО «Ванкорнефть», дочернее предприятие ОАО «НК «Роснефть», начало освоения

2003 г. [30]. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 180-200 млн т, извлекаемые запасы газа оцениваются в 76,8 млрд м3. Начало добычи 2007 г., пиковый объем добычи нефти составит 9 млн т/год (на 12 год с начала реализации проекта), объем инвестиций на освоение нефтяного месторождения равен 100 млрд руб., окупаемость проекта 8-12 лет, расчетный срок жизни проекта - 35 лет. Ванкорское месторождение входит в состав так называемого Ванкорского блока. Зона близлежащих месторождений включает Ванкорское, Северо-Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское.

Пробы нефти Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений были отобраны согласно ГОСТ 2517-85 [35] в резервуарном парке Байкитского нефтеперерабатывающего комплекса муниципального предприятия «Байкитэнерго».

Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения сравнивалась с нефтью Ванкорского месторождения и западносибирской, перекачиваемой по магистральному трубопроводу ОАО «Транссибнефть» на Красноярском участке

[41].

Для определения показателей качества светлых нефтяных фракций в объекты исследования были включены дистилляты, полученные на установках атмосферной перегонки нефти. Из нефти Юрубчено-Тохомского месторождения -на Байкитском нефтеперерабатывающем комплексе, Ванкорского месторождения - на установке цеха выработки дизельного топлива ЗАО «Ванкорнефть». Также были исследованы светлые фракции нефти, полученные в лабораторных условиях. К легким относятся фракции с интервалами кипения от начала кипения до температуры 204 °С (бензиновые), к средним - с интервалами температуры кипения: от 180°С до 350 °С (прямогонные дизельные фракции) [Зб^Ю].

Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления приурочена к центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы [33]. Здесь впервые в мире получены промышленные притоки нефти и газа из рифейских отложений. Она объединяет несколько продуктивных площадей - Юрубченскую, Вэдрэшевскую, Терскую и Тайгинскую. Все площади имеют общую абсолютную отметку

водонефтяного раздела, близкую -2070 м, что свидетельствует о возможном наличии единой залежи для всей зоны. Суммарная мощность газоконденсатной и нефтяной частей залежи 45 м (рисунок 1.3).

1 - кристаллический фундамент; 2 - рифейская карбонатная толща; 3 - вендские аргиллиты; 4 - кембрийские отложения; 5 - газонефтяные залежи в кровле рифейского

резервуара

Рисунок 1.3 - Геологический профиль Юрубчено-Тохомской зоны [33]

Известны различные модели строения Юрубчено-Тохомской зоны. Однако все исследователи выделяют продуктивные резервуары в кровельной части рифейской карбонатной толщи, перекрывающей высокоподнятый выступ фундамента. Нефтегазовые залежи расположены непосредственно под поверхностью регионального несогласия, разделяющего рифейские и вендские образования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Орловская, Нина Федоровна, 2014 год

Библиография

Предельно допустимые. кчпщеитрадии (IЩК> вредных вешеетв в воздухе рыбпчен тоны

Праннла безопасное!и для I ачон ерераба I м ваю щи х чаводоа л производств

Привила безопасности в нефтячоП и газовой и ромышдепносгн

Правил» пожарной бс {опненоегн к Российской Федерации

Правила пожарной безопасности для предприятии и ор^ишяации гачонои нромм тлснности

Правила устройства л белолиеиоп эк^ж^шщжа

|б] Прашша безопасности Гоевттр!ехнашора России »!■ нЗ-Г^'УСП

[7) Санитарные правила л норш Минчарава России

ГапЛиН 2,1.0 IИЗЗ-Ь!

[в] Р Гачпром «Обеспечение едмнет иа измерений. Рекомендация и о О гбору проб природного Ггн.ч>:> (упхрждень! ОАО «Газпром» августе 2006 г,)

П 1йш ш йееклй требования й обеенечеи шо качеешЕта.тмосферттого^воздав -наееледлш^ мест

cjp {

^ Щ ЪУЗ, Уг-9

[9] Технические условия ООО «ПГС-Сервие»

ТУ 3742-004-533-73-468-2006

[10] Технические условия НПО «Поиск»

ТУ 14110916-03455343-2004

[11] Стандарт Международной организации по стандартизации ISO 19739:2004*

[12] Методическая инструкция ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» МИ 2590-2004

¿£9

текатель Н-12. Технические условия

Баллоны малолитражные алюминиевые. Технические условия

Natural gas - Determination of sulfur compounds using gas chromatography

Государственная система обеспечения единства измерений. Эталонные материалы. Каталог 20042005

* Оригинал стандарта находится в ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ»