The physicochemical properties of stable gas condensates of the Kovyktinskoye and Srednevilyuyskoye fields are considered. The differences in physical and chemical properties, group and fractional composition of gas condensate from various fields are shown
stable gas condensate, hydrocarbon type content, fractional breakdown
За последние годы мировой уровень добычи природного газа и газоконденсата увеличился в несколько раз. Для России, имеющей около 47,8 трлн. м3 разведанных запасов природного газа на планете, данный тип углеводородов является не только эффективным энергоресурсом, но и важнейшим средством решения экономических проблем [1].
Россия по праву считается одним из лидеров по разработкам, добыче и поставкам природного газа на мировой рынок (рис. 1). Природа щедро наградила её этим видом сырья, к настоящему времени разработано и освоено около двухсот месторождений по добыче газа и газового конденсата. Наиболее значимые месторождения природного газа были открыты в 60-х – 80-х годах прошлого столетия [2]. Основные залежи были обнаружены в районах Заполярья, Северо-Западной Сибири и на дальнем Востоке. Некоторые (Уренгойское, Ямбургское) газовые месторождения РФ являются крупнейшими в мире и относятся к уникальным, то есть имеющим запасы более 5 трлн. м3 газа.
В ведущих российских нефтегазодобывающих компаниях всё чаще актуализируются вопросы о разработке газоконденсатных месторождений. Основным отличием газоконденсатов от традиционного природного газа является наличие значительного количества жидких углеводородов (С5 и выше) различного состава.
Рисунок 1 – Страны-лидеры по добыче природного газа (данные «British Petroleum», 2023) [3]
При этом, в отличие от нефтяного сырья, также содержащего данные углеводороды, газоконденсаты практически не содержат смол, асфальтенов и высокомолекулярных соединений, что существенно облегчает их переработку. Газовый конденсат используют для получения различных топливных продуктов (ракетного, котельного, дизельного топлива, бензина), нефтехимического сырья, растворителей и т.д.
На территории Восточной Сибири, в том числе на территории Иркутской области, находятся как газовые, так и газоконденсатные месторождения. Поскольку условия формирования углеводородных запасов каждого месторождения индивидуальны, актуальной задачей является сравнение состава и свойств газоконденсатов различного происхождения.
Целью данной работы являлся анализ группового углеводородного состава и нормируемых физико-химических свойств газоконденсатов (ГК) Ковыктинского и Средневилюйского газоконденсатных месторождений. Недропользователями данных месторождений являются ПАО «Газпром» и ПАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (ПАО «ЯТЭК»), соответственно.
Ковыктинское газоконденсатное месторождение (Ковыкта) – крупнейшее на востоке России по запасам газа. Месторождение относится к категории уникальных и содержит в качестве извлекаемых запасов 2,4 трлн. м³ газа и 90,6 млн. тонн газового конденсата. Именно на базе этого месторождения формируется Иркутский центр газодобычи и ресурсная база для газопровода «Сила Сибири» и Амурского газоперерабатывающего завода.
Средневилюйское газоконденсатное месторождение по величине извлекаемых запасов (145,2 млрд. м3 и 33,8 млрд. м3 газового конденсата) принадлежит к числу средних.
Определение группового углеводородного состава проводили методом капиллярной газовой хроматографии на газовом хроматографе «Хроматэк-Кристалл 5000 исполнение 1» с программным обеспечением «Хроматэк DHA» по ГОСТ 32507-2013 методом Б [4]. Данный метод предназначен для определения индивидуальных углеводородов (до С13 включительно) и групп н-парафиновых, изопарафиновых, ароматических, нафтеновых, олефиновых углеводородов (ПИАНО) и оксигенатов. Углеводородные компоненты, элюирующиеся после C13+ определяют, как одну группу. Время проведения одного испытания составляет примерно 2 ч.
Анализ группового углеводородного состава стабильного ГК указанных месторождений приведен в таблице 1. Сырой (нестабильный) конденсат представляет собой жидкость, которая содержит, кроме жидких углеводородов, растворенные газообразные гомологи метана (С2H6, С3H8, С4H10). После стабилизации (удаление основной части газообразных углеводородов) в составе конденсата преобладает содержание следующих углеводородов: пентанов (С5H12), гексанов (С6Н14) и гептанов (С7H16). Кроме углеводородов метанового ряда в составе ГК имеются ароматические (с C8H10) и нафтеновые (с C6H12) углеводороды. При этом углеводороды с длиной цепи более С18 (твердые при обычных условиях), высокомолекулярные смолы и асфальтены в исследованных ГК практически отсутствуют.
Таблица 1 – Групповой углеводородный состав ГК
|
Содержание УВ, % масс. |
Месторождение |
|
|
Ковыктинское |
Средневилюйское |
|
|
н-Парафины |
33,3 |
31,4 |
|
Изопарафины |
46,5 |
32,6 |
|
Арены |
8,4 |
10,2 |
|
Нафтены |
9,0 |
23,9 |
|
Олефины |
1,2 |
Менее 1,0 |
|
Итого |
98,23 |
97,93 |
Таблица 2 – Физико-химические свойства ГК
|
№ п/п |
Наименование показателей /метод определения |
Нормативное значение [5] |
Нормативное значение [6] |
Ковыктинское ГКМ [5] |
Средневилюйское ГКМ [6] |
|
1 |
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) / ГОСТ 1756 [8] |
не более 66,7 (500) |
не более 101,3 (760) |
51,0 (383) |
94,0 (705) |
|
2 |
Массовая доля воды, % / ГОСТ 2477-2014 [9] |
не более 0,5 |
не более 0,5 |
– |
менее 0,5 |
|
3 |
Массовая доля механических примесей, % / ГОСТ 6370-2018 [10] |
не более 0,05 |
не более 0,05 |
< 0,005 |
< 0,050 |
|
4 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 / ГОСТ 21534-2021 [11] |
не более 100 |
не более 100 |
4,8 |
– |
|
5 |
Массовая доля серы, % / ГОСТ Р 51947-2002 [12] |
– |
– |
0,1070 |
0,0264 |
|
6 |
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm) / ГОСТ Р 50802 [13] |
не более 20 |
– |
< 2,0 |
– |
|
7 |
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm) / ГОСТ Р 50802 [13] |
не более 40 |
– |
40,2 |
– |
|
8 |
Плотность при 20 °С, кг/м3 / ГОСТ 3900-2022 [14] |
– |
– |
710,0 |
714,8 |
|
9 |
Плотность при 15 °С, кг/м3 / ГОСТ Р 51069 [15] |
– |
– |
713,5 |
719,2 |
|
10 |
Температура начала кипения, °С |
– |
– |
31 |
29 |
|
11 |
Температура конца кипения, °С |
– |
– |
309 |
242 |
|
12 |
Выход фракций до температуры (оС), %: 100 200 300 |
– |
– |
33,8 79,3 96,6 |
52,0 92,0 – |
ГК Ковыктинского месторождения отличается меньшим содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов, но характеризуется большим количеством нормальных парафиновых и изопарафиновых углеводородов.
Физико-химические свойства ГК должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 54389-2011 [5]. В соответствии с этими требованиями по содержанию хлористых солей и сернистых соединений (сероводорода и алкилмеркаптанов) ГК подразделяются на группы 1 и 2. Ковыктинский ГК по совокупности показателей качества может быть отнесен к группе 1. Значения показателей физико-химических свойств ГК Средневилюйского месторождения должны соответствовать СТО 00153815-001-2021 [6].
Конденсаты заметно различаются по фракционному составу: в Средневилюйском преобладают бензиновые фракции, на Ковыктинском наряду с бензиновыми фракциями содержатся дизельные фракции (табл. 2).
Исходя из физико-химических характеристик газовых конденсатов можно предложить наиболее эффективное направление переработки и дальнейшего использования в промышленности [7].
Газовый конденсат Ковыктинского месторождения по давлению насыщенных паров может считаться стабильным (Д2). По содержанию серы его можно отнести к сернистым, по содержанию ароматических углеводородов – к третьему типу (А3) с низким содержанием ароматических углеводородов. Содержание линейных парафинов (33,3 % масс.) позволяет сделать вывод о том, что он относится к высокопарафинистым (вид Н1), по фракционному составу ГК относится ко второй группе с концом кипения 250-320 °С. Соответственно, данный ГК может применяться для получения бензиновой фракции, реактивного топлива и дизельного зимнего топлива. За счет высокого содержания парафинов, данный ГК может являться сырьем для их получения. Так как в составе ГК Ковыктинского месторождения содержится незначительное количество ароматических углеводородов, потенциально он может применяться в качестве сырья пиролиза для производства низших олефинов (этилена и пропилена) и ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов). Газовый конденсат Средневилюйского месторождения по давлению насыщенных паров может считаться нестабильным (Д1). По содержанию серы его можно отнести к малосернистым, по содержанию ароматических углеводородов – ко второму типу (А2) со средним содержанием ароматических углеводородов. Содержание линейных парафинов (31,4 % масс.) говорит о том, что он относится к высокопарафинистым (вид Н1), по фракционному составу ГК относится к третьей группе облегченного фракционного состава с концом кипения ниже 250 °С. Соответственно, данный ГК может применяться для получения бензиновой фракции, реактивного топлива и дизельного зимнего топлива. За счет высокого содержания парафинов, данный ГК, также как и Ковыктинский ГК, может являться сырьем для их получения. Так как ГК Средневилюйского месторождения характеризуется значительным содержанием нафтеновых углеводородов при небольшом содержании ароматических соединений, он является более ценным сырьем для процессов пиролиза по сравнению с Ковыктинским ГК. Для удаления легких углеводородов С3-С5 Средневилюйский ГК должен подвергаться стабилизации, в результате которой будут получаться углеводородные жирные газы. Они являются ценным нефтехимическим сырьем и могут применяться не только в качестве компонентов сырья пиролиза, но и в качестве исходных веществ для процессов паровой каталитической конверсии с целью производства водорода.
1. Neft' i kapital. https://oilcapital.ru/news/2023-11-24/reyting-stran-po-zapasam-gaza-kto-lidiruet-3088981. –Data publikacii: noyabr' 2023.
2. PAO «TGK-1». Moya Energiya. Top-3 rossiyskih gazovyh mestorozhdeniy. Professional'nyy vzglyad. https://www.myenergy.ru/professional/2022/top-3-rossiiskikh-gazovykh-mestorozhdenii. Data obrascheniya: 19.10.2024.
3. Statistical Review of World Energy / Energy Institute. – 2023. – S. 1. – R. 60. https://www.energyinst.org/data/assets/ pdf_file/ 0004/1055542/EI_Stat_Review_PDF_single_1.pdf. Data publikacii: fevral' 2023.
4. GOST 32507-2013. Benziny avto-mobil'nye i zhidkie uglevodorodnye smesi. Opredelenie individual'nogo i gruppovogo uglevodorodnogo sostava metodom kapillyarnoy gazovoy hromatografii. – M.: Standartinform, 2019.
5. GOST R 54389-2011. Kondensat gazovyy stabil'nyy. Tehnicheskie usloviya. – M.: Standartinform, 2012.
6. STO 00153815-001-2021. Konden-sat gazovyy stabil'nyy. https://rsp-neft.ru/ filearhiv/pub/1691566840_PasportGaz.kondensat%20stabilny(YATEK,Respublika%20Saha,%20p.%20 Kisil-Syr).pdf. Data obrascheniya: 22.10.2024.
7. OST 57.58-79. Kondensaty gazo-vye. Tehnologicheskaya klassifikaciya. Srok vvedeniya v deystvie: 01.01.1980.
8. GOST 1756. Nefteprodukty. Opredelenie davleniya nasyschennyh parov. – M.: Standartinform, 2006.
9. GOST 2477-2014. Neft' i nefteprodukty. Metod opredeleniya soderzhaniya vody. – M.: Standartinform, 2018.
10. GOST 6370-2018. Neft', nefteprodukty i prisadki. Metod opredeleniya mehanicheskih primesey. – M.: Standartinform, 2019.
11. GOST 21534-2021. Neft'. Metody opredeleniya soderzhaniya hloristyh soley. – M.: Rossiyskiy institut standartizacii, 2021.
12. GOST R 51947-2002. Neft' i nefteprodukty. Opredelenie sery meto-dom energodispersionnoy rentgenofluo-rescentnoy spektrometrii. – M.: Gosstandart Rossii, 01.07.2003.
13. GOST R 50802-2021. Neft'. Metod opredeleniya serovodoroda, metil- i etilmerkaptanov. – M.: Rossiyskiy institut standartizacii, 2021.
14. GOST 3900-2022. Neft' i nefteprodukty. Metody opredeleniya plotnosti. – M.: Rossiyskiy institut standartizacii, 2023.
15. GOST R 51069-97. Neft' i nefteprodukty. Metod opredeleniya plotnosti, otnositel'noy plotnosti i plotnosti v gradusah API areometrom. – M.: Standartinform, 2008.
