Совершенствование процесса первичной переработки нефти и газового конденсата с получением серосодержащих соединений и углеводородов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Рахимов Тимур Халилович

• Рахимов Тимур Халилович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Рахимов Тимур Халилович

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА, ГАЗОВОГО КОНДЕНСТА, НЕФТИ И ПОЛУЧАЕМЫХ ТОВАРНЫХ ПРОДУКТОВ

1.1 Обзор технологий первичной переработки газового конденсата и нефти

1.1.1 Установки стабилизации газового конденсата

1.1.2 Установки атмосферно-вакуумной трубчатки

1.2 Оренбургское и Карачаганакское нефтегазоконденсатные месторождения

1.3 Товарные природный газ, стабильный конденсат и соединения серы

1.3.1 Товарный природный газ и стабильный газовый конденсат

1.3.2 Элементарная сера

1.3.3 Природные одоранты

1.3.4 Диметидисульфид

1.3.5 Прочие продукты

1.4 Иные пути получения товарных соединений серы

1.5 Получение товарных соединений серы за рубежом

2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Объект исследования

2.2 Анализ сырья для получения товарных сернистых соединений

2.3 Методы исследований

2.3.1 Метод исследования по совершенствованию процессов первичной переработки

2.3.2 Метод оценки экономической эффективности

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОЦЕССА ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗОКОНДЕСАТА

3.1 Стабилизация нестабильного газового конденсата в смеси с нефтью с получением углеводородных фракций

3.2 Стабилизация нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью с абсорбционным извлечением меркаптанов

3.3 Очистка газов разложения атмосферно-вакуумной или вакуумной перегонки нефти от сероводорода

4 НОВЫЕ ТОВАРНЫЕ ПРОДУКТЫ И МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЦЕПОЧКИ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

4.1 Получение дисульфидного масла

4.2 Установка фракционирования диметилдисульфида

4.2.1 Блок адсорбции дисульфидов

4.2.2 Блок фракционирования дисульфидов

4.2.3 Секция анализа, хранения налива и затаривания ДМДС и ДАДС

4.2.4 Дренажная система

4.3 Сравнение вариантов схем модернизации

4.3.1 Извлечение меркаптановой серы из жидкого сырья

4.3.2 Извлечение меркаптановой серы из газового сырья

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

123

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование процесса первичной переработки нефти и газового конденсата с получением серосодержащих соединений и углеводородов»

Актуальность темы исследования

Вопросы совершенствования процессов переработки углеводородного сырья, углубления его переработки, повышения качества выпускаемой продукции, в том числе с получением из них серосодержащих соединений, были и остаются приоритетной задачей современной нефте- и газопереработки. Наличие в составе углеводородного сырья сероводорода, сероуглерода, ряда меркаптанов, сульфидов и дисульфидов и других серосодержащих соединений негативно влияет на процесс переработки и качество получаемых продуктов. В большинстве случаев выделенные из углеводородного сырья меркаптаны и другие серосодержащие соединения нефти не находят квалифицированного применения и подвергаются утилизации, превращая в элементарную серу. Чаще всего смесь серосодержащих соединений и углеводородов сжигают на факелах, сбрасывая продуты сгорания в атмосферу, что наносит вред окружающей среде. Поэтому вопросы совершенствования процессов фракционирования углеводородного сырья, а также рационального использования содержащихся в нем ценных гетерогенных соединений приобретают все большую актуальность.

Степень разработанности темы исследования

Проблемами переработки нефти и газового конденсата занимается ряд ведущих научно-исследовательских и проектных институтов и ВУЗов страны: ВНИИ НП, ИНХП (БашНИИНП), ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «НИПИгазопереработка», «Тат НИПИнефть», РУНГ им. Губкина, КНИИТУ, «Институт нефтехимии и катализа РБ», УГНТУ, ООО «НИПИ НГ «Петон» и другие. Вопросам разработки процессов очистки от меркаптанов и рациональному использованию серосодержащих соединений нефти посвящены работы многих российских и зарубежных учёных: Мазгаров А.М., Вильданов А.Ф., Исмагилов З.Р., Шарипов А.Х., Аджиев А.Ю., Бекиров Т.М., Гарифуллин Р.М. и многие другие.

Соответствие паспорту заявленных специальностей

Отраженные в диссертации положения соответствуют формуле специальности 05.17.07 - «фундаментальные и прикладные исследования в области химии и технологии переработки жидких, газообразных и твердых топлив, в том числе нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов, газа...», а также области исследований, соответствующие пункту 2 паспорта специальности - «Технологии и схемы процессов переработки нефтяного сырья на компоненты».

Цель и задачи

Улучшение качества и расширение ассортимента продукции совершенствованием процесса фракционирования нефти и газоконденсата.

Для достижения поставленной цели в работе были решены следующие основные задачи:

1) анализ исходного сырья, потенциального содержания в нем исходных компонентов и возможных вариантов рациональной его переработки;

2) совершенствование процесса первичной стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью;

3) поиск оптимального варианта извлечения этил- и пропилмеркаптана из сырьевого потока;

4) очистка газов разложения от сероводорода с использованием газа в качестве топлива;

5) анализ возможностей расширения ассортимента и повышения качества получаемой продукции;

6) разработка рекомендаций по модернизации технологической цепочки Оренбургского газоперерабатывающего завода.

Научная новизна

1 Предложены новые способы совершенствования процессов фракционирования смеси нестабильного газового конденсата и нефти, позволяющие обеспечивать очистку сырья от сероводорода и метилмеркаптана и

вырабатывать широкий ассортимент углеводородных фракций с концентрированием в них отдельных меркаптанов.

2 Впервые предложен новый способ очистки от сероводорода газов разложения мазута с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти при давлении в абсорбере 0,101-0,105 МПа (перепад давления не более 0,0005 МПа) и в диапазоне изменения газовой нагрузки от нуля до 200%.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Разработана технология стабилизации смеси нестабильного газового конденсата и нефти, позволяющая значительно повысить степень извлечения меркаптанов (до 99%) из потока сырья, поступающего на переработку.

2. Разработана технология очистки газов разложения мазута на установках атмосферно-вакуумной перегонки нефти от сероводорода, позволяющая использовать их в качестве топливного газа и снизить количество вредных выбросов в атмосферу. Технология прошла апробацию на установке АВТ-1 ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть -Уфанефтехим».

3 Предложена технология выделения из дисульфидного масла товарного диметилдисульфида (ДМДС), который не производится в Российской Федерации. Технология рекомендована для внедрения при техперевооружении 1 очереди Оренбургского ГПЗ.

Методология и методы исследований

Методология исследований заключалась в изучении состава и свойств углеводородного сырья, способов его разделения и возможности получения востребованных серосодержащих соединений. При этом применялись современные методы анализа, расчетов и оптимизации технологических процессов на основе специализированного программного обеспечения.

Положения, выносимые на защиту

1. Способ стабилизации смеси нестабильного конденсата и нефти с получением углеводородных фракций с концентрированием в них меркаптанов.

2. Схема стабилизации нестабильного конденсата и нефти с дополнительным извлечением меркаптановой серы в абсорбционной колонне.

3. Схема блока очистки газов разложения с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти.

4. Технология производства товарного ДМДС и схема модернизации газоперерабатывающего завода.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность результатов обеспечивается использованием основных физических закономерностей, применением известных специализированных программных продуктов, а также высокой воспроизводимостью полученных экспериментальных и расчетных данных.

Основные положения диссертации были представлены на международных научно-практических конференциях «Нефтегазопереработка-2015» (Уфа, 2015), «Нефтегазопереработка-2016» (Уфа, 2016) и «Нефтегазопереработка-2017» (Уфа, 2017), на V Международной научной конференции «Теория и практика массообменных процессов химической технологии (Марушкинские чтения)» (Уфа, 2016), а также и на Международной научно-практической конференции «Теории, школы и концепции устойчивого развития науки в современных условиях» (Екатеринбург, 2020).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 13 работ в научных журналах и сборниках тезисов докладов конференций, в том числе 5 статьи в журналах, рекомендованных перечнем ВАК Министерства науки и высшего образования Российской Федерации, а также получено 3 патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, общих выводов, списка использованной литературы, состоящей из 122 наименований. Работа изложена на 125страницах текста, содержит 17 таблиц и 14 рисунков.

1 ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА, ГАЗОВОГО КОНДЕНСТА, НЕФТИ И ПОЛУЧАЕМЫХ ТОВАРНЫХ ПРОДУКТОВ

При переработке углеводородного сырья, такого как природный газ, газовый конденсат и нефть получают большой ассортимент продуктов, который должен соответствовать требованиям, в том числе по содержанию сернистых соединений. В связи с этим появляется необходимость очищать сырье от соединений серы и ее производных. Извлечение серы даёт возможность получать кроме целевых продуктов (товарный газ, сжиженные углеводородные газы (СУГ) и др.) еще и ценные соединения серы. Совершенствование схемы производства на газоперерабатывающем заводе осуществляется с целью получения конкурентоспособных сернистых соединений, которые на данный момент не имеют своего производства на территории России и закупаются за рубежом по высокой стоимости. Таким образом, сернистые соединения, имеющие потенциальный рынок, рассматриваются как продукт с высокой ликвидностью, способный заменить на отечественном рынке импортную продукцию.

Глобальная неопределённость начала XXI века в области энергоресурсов приводит к тому, что природный газ играет все большую роль в мировом энергетическом балансе. Это способствует диверсификации энергоснабжения и повышает энергетическую независимость отдельных районов. Замена других ископаемых видов топлива на природный газ может привести к снижению выбросов парниковых газов и к общему оздоровлению планеты.

По данным Международного Энергетического агентства, человечество ежегодно потребляет свыше 3 трлн м3 газа, и спрос на него может вырасти до

"5

4,5 трлн м к 2035 г. в то же время мировая добыча природного газа возрастёт от

"5

5,1 трлн м к 2035 году [1; 2;3].

Разработка и эксплуатация крупных месторождений газа, газоконденсата и нефти, производящих углеводородное сырье со значительным содержанием

сероводорода и сераорганических соединений, способствовало созданию ряда газохимических и нефтехимических комплексов по их переработке.

Нефтегазовый сектор является основным сектором экономики Российской Федерации. По итогам 2018 года нефтегазовый сектор обеспечил более 30 % ВВП страны, порядка 50 % поступлений в федеральный бюджет в виде налогов и около 70 % экспорта.

В 2017 году в Российской Федерации добыто 546,8 млн. тонн нефти [4]. Доля РФ в мировой добыче нефти составляет порядка 12 %, мощности по переработке - 6 % от мировых [5]. В настоящее времяболее 55 % добытой нефти перерабатывается на российских нефтеперерабатывающих заводах [6; 7].

1.1 Обзор технологий первичной переработки газового конденсата и нефти

Стабильное развитие промышленности, сельского хозяйства и транспорта требует увеличения объемов производства различных нефтепродуктов. Удовлетворение потребности в продукции нефтеперерабатывающей промышленности требует строительства более мощных технологических установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Основным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти. К первичной переработке нефти относятся процессы, направленные на разделение нефти на фракции, различающиеся пределами выкипания, с помощью атмосферной или вакуумной дистилляции. Такая переработка позволяет выделять из нефти только изначально присутствующие в ней вещества и продукты. Ассортимент, выход и качество вырабатываемых продуктов полностью зависит от первоначального химического состава сырья[8; 9; 10].

Атмосферная трубчатая установка (АТ) представляет собой самую простую схему первичной перегонки нефти. В ходе переработки сырой нефти на АТ получают бензин, керосин, дизельное топливо, которые являются компонентами светлых нефтепродуктов. В качестве остатка атмосферной перегонки получают

мазут, который подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойли или масляные фракции и гудрон. Для переработки мазута в вакуумные газойли или масляные фракции сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). Газойлевые, масляные фракции, а также гудрон, используют в виде сырья вторичных процессов переработки с целью получения топлив, смазочных материалов, кокса, битумов и т.д. [11; 12].

Сырая нефть, извлекаемая из скважин, содержит в себе попутный нефтяной газ (ПНГ), всевозможные механические примеси и пластовую воду с растворенными в ней солями хлорида натрия, кальция и магния. В работах [13;14; 15; 16] рассмотрен подробный анализ способов переработки попутного нефтяного газа. Во время переработки сернистых и высокосернистых нефтей сернистые соединения разлагаются с образованием сероводорода, который совместно с хлористым водородом вызывает сильнейшую коррозию нефтеаппаратуры (1 - 2):

Fe + H2S = FeS +H2, (1)

FeS + HCl = FeCb^S. (2)

Хлористое железо растворяется в воде, при этом выделяется сероводород, который повторно реагирует с железом.

Таким образом, при значительном содержании в нефтях хлоридов металлов, сероводорода и воды происходит взаимно инициируемая цепная реакция разрушения металла. В случае, отсутствия или незначительном содержании хлористых солей в нефтях, интенсивность коррозии значительно ниже, в следствии образования защитной пленки из сульфида железа, которая затрудняет протекание дальнейшей коррозии металла [17].

Особым направлением развития технологии нефтепереработки в индустриально развитых странах является широкое освоение новых процессов, позволяющих улучшить экологические характеристики моторных топлив. За последние годы на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) всего мира освоены технологии, позволяющие снизить содержание ароматических и олефиновых

углеводородов в автобензинах, а также технологии, направленные наудаление серы и ароматических углеводородов из дизельных топлив в основном методом гидрирования.

1.1.1 Установки стабилизации газового конденсата

Для сокращения потерь ценных углеводородных фракция от испарения при транспортировке до НПЗ, стабилизацию нефти и газового конденсата производят на промыслах. Кроме того, удаление попутного газа снижает риск образования

Стабилизацию нефти и газового конденсата осуществляют на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке её до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание [18; 19].

Схемы установок стабилизации конденсата (УСК) отличаются как по способу подачи потоков, так и по числу колонн. При частичной стабилизации конденсата сырье после выветривания поступает в колонну-деэтанизатор, где удаляются растворенные в конденсате метан и этан и далее он направляется на полную стабилизацию на нефтеперерабатывающий или газоперерабатывающий завод. Для полной стабилизации конденсата используют двух колонную схему стабилизации, включающую деэтанизатор и стабилизационную колонну [13].

Схемы установок стабилизации конденсатов и нефти отличаются между собой:

- по способу подвода тепла в основание колонны стабилизации (использование рибойлеров, паровых подогревателей или печей);

- по способу создания орошения в колонне стабилизации;

- по способу разделения газов стабилизации;

- по использованию испаряющего агента;

- по режиму работы колонны стабилизации (для лёгких и тяжёлых конденсатов);

- наличием вспомогательных блоков (очистки газов стабилизации от кислых компонентов, регенерации абсорбентов, газофракционирования) [20].

Наибольшее распространение получила схема стабилизации конденсата, состоящая из двух колонн, представленная на Рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Типовая схема установки стабилизации конденсата

Нестабильный газовый конденсат после понижения давления направляется на сепарацию. Жидкость из сепаратора двумя потоками поступает в абсорбционно-отпарную колонну. Верхний поток используется в качестве холодного орошения. Нижний поток подогревается в рекуперативном теплообменнике и используется в качестве питания. С верха колонны отбирается фракция, в основном состоящая из метана и этана. С куба колонны отбирается деэтанизированный конденсат. Обычно газ сепарации объединяют с верхним продуктом абсорбционно-отпарной колонны и после сжатия в компрессорах подается в магистральный трубопровод. Деэтанизированный конденсат направляется в колонну стабилизации. В данной колонне с верха отбирается пропан-бутановую фракцию (ПБФ) или же широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). С низа колонны отводится стабильный конденсат. Подвод тепла в низ колонны осуществляется при помощи огневых печей. В

стабилизаторе поддерживается давление в пределах от 1,3 до 1,6 МПа, давление в деэтанизаторе поддерживается в пределах от 1,9 до 2,5 МПа. По данной схеме работает, например, УСК Сосногорского НПЗ, сооружены УСК на газоконденсатных месторождениях Наип, Уренгой, Шуртан и другие.

При длительной эксплуатации скважины происходит постепенное снижение производительности УСК по сырью и как следствие нарушение работы колонны со стороны гидродинамического режима. Для стабилизации работы колонного оборудования в куб колонны подается отдувочный газ из входного сепаратора. На Рисунке 1.2 представлена схема УСК с подачей отдувочного газа.

Рисунок 1.2 - Схема установки стабилизации конденсата с подачей отдувочного газа

На данной схеме в куб колонны подается газ из входного сепаратора, предварительно нагретый в теплообменнике. Положительный эффект обеспечивается комбинированием воздействия ряда факторов. В нижней части колонны наличие фракции С1-С2понижает парциальное давление компонентов С3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и соответственно

требуемая тепловая нагрузка на печь. Кроме того, эта нагрузка дополнительно снижается за счет воздействия отдувочного газа как теплоносителя.

В составе нестабильного конденсата содержатся растворенные соли и метанол, которые используются в качестве ингибитора гидратообразования. Соли откладываются на тарелках и в кубе стабилизационной колонны, в теплообменниках и других аппаратах, что приводит установку в нерабочее состояние. Метанол при этом безвозвратно теряется с газами стабилизации. Одним из способов борьбы с солеотложением является использование водяного пара, данный способ одновременно позволяет частично решить задачу предотвращения потерь метанола с газами стабилизации.

В нефтепереработке широко используется применение перегретого пара в качестве инертного теплоносителя для процесса стабилизации газового конденсата. Необходимо отметить, что использование перегретого пара не всегда целесообразно, так как при этом неоправданно возрастают затраты энергии в кипятильнике деэтанизатора, и повышаются потери фракции С3+с газами деэтанизации. Для конденсатов предпочтительно использовать насыщенный водяной пар, который подается в куб колонны. Конденсируясь по высоте, он играет роль теплоносителя и одновременно экстрагирует соли и метанол. На Рисунке 1.3 представлена схема УСК с подачей насыщенного водяного пара.

Рисунок 1.3 - Схема установки стабилизации конденсата с подачей насыщенного

водяного пара

Процесс фракционирования в присутствии насыщенного водяного пара протекает следующим образом. Водяной пар, образующийся при нагреве в печи пароконденсата, вводится в куб колонны в качестве теплоносителя, обеспечивая требуемое паровое число по углеводородам. При этом на нижних тарелках колонны происходит интенсивная конденсация водяных паров, сопровождающаяся экстракцией солей. В зоне, расположенной выше секции питания, концентрируется метанол, выводимый из колонны в двухфазный разделитель. Рассмотренная схема позволяет снизить расход топливного газа на 30 %, сократить энергозатраты на дожатие газов деэтанизации до давления в магистральном газопроводе, извлечь почти на 60 % метанола, растворенного в нестабильном конденсате, и предотвратить опасность солеотложения внутри колонны [13].

1.1.2 Установки атмосферно-вакуумной трубчатки

В промышленности нефть разделяется на фракции, различающиеся плотностями и температурами кипения. Разделение нефти на фракции осуществляется на установках первичной перегонки нефти с применением ряда технологических процессов, таких как нагрев, дистилляция и конденсация, ректификация и охлаждение. Перегонку нефтяного сырья осуществляют либо при атмосферной, либо при несколько повышенном давлении. Остаток атмосферной перегонки нефти направляется на перегонку в вакуумные колонны. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (АТ и ВТ) комбинируют в составе одной установки АВТ или строят размещают отдельно.

Атмосферные трубчатые установки в зависимости от технологического оформления подразделяют на следующие группы:

- установки с однократным испарением нефти;

- установки двукратным испарением нефти;

- установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Вакуумные трубчатые установки подразделяют на две группы:

- с однократным испарением мазута;

- с двукратным испарением мазута[10].

В связи с разнообразием нефтей и получаемых продуктов и их качества использовать универсальную типовую схему нецелесообразно. Вопросы совершенствования схем фракционирования и их оптимизации, а также снижения энергозатрат и интенсификации работы оборудования подробно освящены в работах [20 - 28].

Для снижения себестоимости нефтепродуктов и повышения технико-экономических показателей производится комбинирование АВТ и АТ с другими технологическими установками. За счет сокращения площади, занимаемой установкой, протяженности трубопроводов, числа промежуточных резервуаров и затрат энергоресурсов, суммарных затрат на ремонт и приобретение

оборудования удается достигнуть уменьшения затрат на приобретение и ремонт оборудования [17].

1.2 Оренбургское и Карачаганакское нефтегазоконденсатные месторождения

Переработка газа Оренбургского и Карачаганакского нефтегазоконденсатных месторождений (ОНГКМ, КНГКМ) производится на Оренбургском газоперерабатывающем заводе, входящем в состав ООО «Газпром добыча Оренбург». Так же возможно использование на заводе жидкой смеси нефти с газоконденсатом с вышеперечисленных месторождений.

ООО «Газпром добыча Оренбург» выпускает высоколиквидную конкурентоспособную продукцию: магистральный газ, стабильный конденсат с нефтью, широкую фракцию легких углеводородов, пропан-бутан технический, этан, гелий (газообразный, жидкий), жидкий кислород и азот, товарные сернистые соединения, такие как одоранты (меркаптаны), сера (жидкая, комовая, гранулированная), также разрабатывается технология производства, предусматривающая получение диметилдисульфида. Одним из возможных вариантов расширения ассортимента выпускаемой продукции является также топливно-химическая схема переработки бензиновой фракции конденсата [30 -32].

Основным поставщиком углеводородного сырья для подготовки является Оренбургское газоконденсатное месторождение, расположенное в 30 км от г. Оренбург и открытое 6 ноября 1966 года. Месторождение находится в юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, которая прослеживается на территории Кировской, Пермской, Оренбургской, Волгоградской, Саратовской, Свердловской, Пензенской и Ульяновской областей.

Мощность газоносной толщи в Оренбургском ГКМ составляет около 550 м. Газ Оренбургского ГКМ отличается сложным составом, содержащим помимо углеводородов, меркаптановую серу, сероводород, сероокись углерода, гелий.

Восточный участок ОНГКМ - уникальное и крупнейшее месторождение Оренбургской области, со сложными геологическими характеристиками, такими как преобладание карбонатных трещиноватых коллекторов с высоким показателем газового фактора и значительным содержанием сероводорода [33; 34].

Газоконденсатная залежь находится в известняках подсолевого комплекса на глубине 1300-1800 м, имеет размеры 125*25 км, толщину до 520 м, подстилается мощной (1000-1500 м) водонапорной системой.

Покрышкой залежи служат соленосные породы кунгура. Местами в них содержатся рассолы (рапа), обладающие высокими концентрациями ряда микроэлементов, пригодными для промышленного извлечения. Состав пластовых вод водонапорной системы ОНГКМ, отличающийся значительных содержанием йода и брома, позволяет организовать их производство.

Годом начала промышленной добычи газа на месторождении является 1974 год. Добычу газа из Оренбургского НГКМ осуществляет «Газпром добыча Оренбург». Оренбургское НГКМ относится к наиболее крупным в РФ и в мире месторождений природного газа, сероводорода и гелия. По оценкам специалистов запасы месторождения составляют около 700 млрд м газа [35].

Свыше 8 миллиардов кубических метров газа и около 1,5 миллиона тонн конденсата в год поступает с Карачаганакского газоконденсатного месторождения Республики Казахстан, до 650 тысяч тонн нефти поставляют другие компании с месторождений Оренбургской области[36 - 39].

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождениеКазахстана, расположено в Бурлинском районеЗападно-Казахстанской области, вблизи города Аксай. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1979 году. Промышленное освоение началось в середине 1980-х годов.

Карашыганакское поднятие представлено рифовой постройкой высотой до 1,7км. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420м, толщина нефтяного слоя равна 200м. Продуктивными отложениями является от верхнего девона до нижней Перми.

На КНГКМ конденсат метанового состава (49 - 68%) с содержанием серы 0,55 - 2,16%. Плотность конденсата меняется от 778 до 814 кг/м3. Зона залегания нефти начинается ниже отметки в 5000 м. Высокое значение газожидкостного факторы (более 500 м3/м3) и некоторым физико-химическим свойствам жидких углеводородов, нефть в верхних слоях зоны, легкая, имеет низкую вязкость. Ближе к отметке 5130 м нефть переходит в более плотную и вязкую, что в совокупности с ухудшением коллекторских свойств окружающих пород может стать причиной частичной или полной блокировки участка. Под основной нефтегазоконденсатной залежью (абсолютные отметки минус 5530 - 5654 м) находится нефтяная залежь в отложениях среднего девона [31].

Газ Карачаганакского месторождения имеет следующий состав: метан - не более 75%, этан - 5,45 %, пропан в пределах - 2,41 - 2,62 %, сероводород - 3,69%, углекислый газ - до 5,06 % и азот - 0,7 %. Плотность нефти изменяется в пределах от 810 до 888 кг/м3. Содержание серы в нефти составляет до 2 %, парафинов до 6 %. Состав пластового газа следующий: метан - 70 %, этан - 6 %, пропан - 3 %, на долю других газов приходится - 21%. Содержание сероводорода в газе составляет менее 6 %.Пластовое давление 53 - 60 МПа, пластовая температура 72 - 85 °С.Начальные запасы месторождения составляют 1,35трлн мЗгазаи 1,2млрд тнефтиигазового конденсата [35; 76].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рахимов Тимур Халилович, 2021 год

- 44 с.

111 Рахимов, Т.Х. Абсорбционное извлечение меркаптанов при стабилизации газоконденсата в смеси с нефтью / Т.Х. Рахимов, Г.Н. Латыпова, Ю.Ф. Ситдикова, К.Г. Абдульминев, И.А. Мнушкин // Нефтегазовое дело. - 2017.

- № 2. С. 123-128.

112 Рахимов, Т.Х. Варианты извлечения сернистых соединений из углеводородного сырья. // Т.Х. Рахимов, К.Г. Абдульминев, А.Р. Набиева // -Башкирский химический журнал. - 2020. - Т. 27, - № 2. - С. 55-58.

113 Патент № 2548955 Российская Федерация, МПК В0Ш53/14. Способ выветривания и стабилизации нестабильного газоконденсата в смеси с нефтью с абсорбционным извлечением меркаптанов: -№ 2014100578/05:заявл. 09.01.2014: опубл. 20.04.2014. Бюлл. № 11 / И. А. Мнушкин. - 19 с.: ил.

114 Рахимов, Т.Х. Очистка газов разложения от сероводорода на установках атмосферно-вакуумной или вакуумной перегонки нефти / Т.Х. Рахимов, Г.Н. Латыпова, К.Г. Абдульминев, И.А. Мнушкин // Нефтегазовое дело. - 2017. - № 3. С. 100 - 105.

115 Патент № 2287617 Российская Федерация, С25В1/00, В0Ю53/48, В0Ш53/52, С01В 17/05. Способ очистки нефтяного газа от серосодержащих соединений типа сероводорода или сероуглерода / Р.Н. Файзуллин, Р.Г. Фахрутдинов. -№ 2005110307/15: заявл. 08.04.2005:опубл. 20.11.2006. Бюл. № 32..

- Заявитель и патентообладатель ООО «Татнефть». -7 с.: ил.

116 Патент № 94041517 Российская Федерация, С01В17/04, С01В3/04 Способ разложения сероводорода / В.А. Долгих, А.М. Сорока, И.Г. Рудой. - № 94041517/25; заявл. 16.11.1994: опубл. 20.09.1996. - Заявитель и патентообладатель В.А. Долгих, А.М. Сорока, И.Г. Рудой. -9 с.: ил.

117 Патент № 3962409 США,С01В 17/04. 517,656. Способ получения водорода и серы из исходного сероводорода. / Й. Котера, Н. Тодо, К. Фукудал. -№ 2004109969/15;: заявл. 24.10.1974: опубл. 08.06.1976. -Заявитель и патентообладатель ФГБУН Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН. - 11 с. : ил.

118 Ягудин, М.Н. Основы расчета и проектирования печей дожига хвостовых газов/ М. Н. Ягудин. - Уфа: ГУП ИНХП, 2010. - 175 с.

119 Патент № 2544993 Российская Федерация, В0Ш53/14, В0Ю53/48, C10G19/02, C10G19/08. Способ очистки от сероводорода газов разложения с установки атмосферно-вакуумной или вакуумной перегонки нефти: №: 2013157667/04:заявл. 24.12.2013:опубл. 20.02.2015. Бюл. № 8./И.А. Мнушкин, В.А.Кованов, Л.К. Минибаева, Т.Х. Рахимов.- 14 с.

120 Агаев, Г.А. Окислительные процессы очистки зернистых природных газов и углеводородных конденсатов / Г.А. Агаев,В.Н. Настека, З.Д. Сеидов.

- М.: Недра, 1996.- 301с.

121 Ахмадуллин, Р.М. Демеркаптанизация сжиженных углеводородных газов на новом гетерогенном катализаторе КСМ-Х, устойчивом к примесям аминов / Р.М. Ахмадуллин, А.Г. Ахмадуллина, С.И. Агаджанян // Газовая промышленность. -2016. - № 1. - С. 79 - 82.

122 Технологический регламент установки стабилизации конденсата и очистки пропан-бутановой фракции от сероорганических соединений: офиц. текст.

- Оренбург, 2016. - 263 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

124

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

СПРАВКА

Результаты научных исследований Рахимова Тимура Халиловича, посвященные очистке от сероводорода газов разложения вакуумных колонн на установках АВТ прошли апробацию на установке АВТ-1 филиала ПАО АПК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» мощностью 1,5 млн. т/год. Испытания показали, что применение данной технологии позволяет обеспечить удаление сероводорода в газах разложение до значений ниже 20 мг/м\ а также существенно снизить количество вредных выбросов в атмосферу.

Начальник топливного производства ПП УНХ

Лунев A.C.

125

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (справочное)

З.Ф. Мингалимов

[phone] (доб. 1165)