Тема 2. Сырьевой потенциал масляного производства Казахстана

На территории Республики Казахстан выявлено более 200 месторождений нефти, в том числе в Западно-Казахстанской области – 15, в Актюбинской области – 22, в Атырауской области – 80, в Мангыстауской области – 54, в Южно-казахстанской области – 16, в Жамбылской области – 6, в Карагандинской области – 4. Все эти нефти очень различны по составу и свойствам, некоторые из них содержат меркаптановые соединения, другие значительные количества твердых парафинов, но в основной массе нефти Казахстана отличаются относительно низким содержанием серы.

Углеводородный состав нефтей сложен, что даже современные методы не позволяют определить содержание отдельного углеводорода. Методы фракционирования, разделения и идентификации весьма сложных по составу и строению молекул смесей нефтяных углеводородов несовершенны. Кроме того, традиционно сложившиеся технические средства и технологические процессы получения товарных нефтепродуктов и сырья для нефтехимических процессов не всегда требуют знания полного индивидуального состава исходных фракций и остатков. Тем не менее решение основных задач по совершенствованию процессов переработки нефтяного сырья, и обеспечению качественной, экономически целесообразной переработки нефти без отходов возможно только при более полной изученности состава и индивидуальных особенностей нефти.

Рациональное использование нефтяных топлив, стремление к улучшению их качества и расширению ресурсов всегда были основными задачами нефтеперерабатывающей промышленности. В последние годы значение этих проблем особенно возросло. Принятая в республике система смешения и транспортировки нефтей по трубопроводам ограничивает возможности раздельной переработки нефти, тем самым реализовать технические преимущества отдельных, достаточно уникальных нефтей удается довольно редко.

Как и всякое природное сырье, в зависимости от географического расположения нефтяных месторождений, геологического возраста и глубины залегания нефти Западного Казахстана значительно различаются по физико-химической характеристике и по качеству получаемых из них нефтепродуктов.

Республика Казахстан располагает уникальным сырьем для производства масел и парафинов, к которому относятся нефти месторождения Мартыши, Мангышлак, Жетыбай, Узень, Танатар, Забурунье, Кенкияк, Кумколь, Алтыкуль, Матин и др.

Мангистауский осадочный бассейн занимает площадь 76000 км². По добыче нефти бассейн продолжает играть ведущую роль, поставляя почти 30% добычи республики. Нефтяные месторождения полуострова Мангышлак – Жетыбай и Узень – являются крупными многопластовыми нефтяными залежами. Нефти месторождения Узень и Жетыбай, а также большинство нефтей прилегающих районов малосернистые, высокопарафинистые (содержание в них парафина – от 10 до 20%) и высокосмолистые. Дистиллятные фракции по групповому углеводородному составу имеют исключительно парафиновую основу. Из-за избыточного содержания высокомолекулярных парафиновых и нафтеновых ароматических соединений (включая полициклические соединения, входящие в состав смолоасфальтеновой части нефти) мангышлакские нефти являются высокозастывающими. Содержание ароматических углеводородов даже в высокозастывающих фракциях нефти составляют всего 5-7%. На базе мангышлакской нефти в 1971 г. на Волгоградском НПЗ были получены промышленные партии 100-индексных базовых масел. Изучением масляных фракций мангышлакской нефти установлено, что промышленная смесь нефтей месторождений Узень и Жетыбай представляет собой ценное сырье для производства высокоиндексных масел парафинового основания. Нефти Мангышлакской области, находящихся на Бузачинском своде, месторождений (Тюбеджик, Жангурши) получены с глубины перфорации соответственно 293-311, 445-455 м. Эти нефти содержат 0,47-0,52% серы, 3,96 - 9,38% парафина и выход светлых фракций составляют 14,79-28,08%. Из нефти месторождения Жангурши получены высокоиндексные (121,100,82) масла. Выход базовых масел значительный. Остаточное базовое масло имеет индекс вязкости 98 и температуру застывания -11⁰С. Выход масла 18,01% на нефть. Суммарный выход дистиллятных и остаточных базовых масел из данной нефти 40,11%.

Нефть месторождения Арман получена с глубины 1307-1316 м, сернистая (0,94%), парафинистая (2,59%), с температурой плавления 53⁰С, высокосмолистая (0,24% асфальтенов, 13,8% силикагелевых смол), коксуемость 2,6%. Из фракции 350-400; 400-450; 450-470⁰С нефти Арман согласно ГОСТ 11244-65 были получены дистиллятные базовые масла с индексом вязкости 101-96 и температурой застывания от -26⁰С до -21⁰С. Остаточное базовое масло с выходом на нефть 14,43% имеет индекс вязкости 80 и содержит 0,83% серы.

Нефть месторождения Тюбеджик отличается малым содержанием легких фракций -14,79%, а потенциальное содержание базовых масел составляет 34,22% на нефть. Базовое масло, полученное из фракции 350-400⁰С имеет низкую температуру застывания (-42⁰С) и может служить трансформаторным маслом. Выход базового масла, с индексом вязкости 93, из фракции 400-475⁰С составляет 15,53% на нефть. Оно может служить индустриальным маслом марки И-12А, применяемым для смазки узлов текстильных машин. Остаточное базовое масла с высоким индексом вязкости (113) и с низкой температурой застывания -29⁰С отвечает требованиям ГОСТа 20799-75 на масло И-20А. Выход масла считая на нефть 18,69%.

Основная масса нефтяных месторождений Прикаспийской впадины расположена в Южно-Эмбенском нефтегазоносном районе, где находятся такие старые известные месторождения, как Доссор, Макат, Косчагыл, Байчунас, а также открытые сравнительно недавно месторождения Танатар, Корсак, Теренузюк, Тажигали, Караарна, Прорва. По содержанию серы, парафина, асфальто-смолистых веществ эти нефти сильно различаются между собой. Танатарская и и корсакская нефти, а также Теренузюкская нефть неокомского горизонта отличаются высоким потенциальным содержанием базовых масел – 30-42% (на нефть). Масла из Танатарской нефти имеют имеют высокие индексы вязкости (89-95). Масла из Корсакской и тереньузюкской нефтей обладают низкими индексами вязкости (79-80). Нефти верхнего триаса в центральной части района (Макат, Сагиз) масляные, малосмолистые, частично парафинистые (Макат).

Нефти новых месторождений Сагизской зоны поднятий Жолдыбай Северный, Орыскаган являются в основном сернистыми (0,64; 0,41% серы соответственно).Нефти этого района являются высокосмолистыми (содержание силикагелевых смол от 9,08 до 10,84%, асфальтенов от 0,19 до 0,47%, коксуемость от 1,5 до 2,4%). Масло из фракции 350-400⁰С нефти месторождения Орысказган слишком маловязкое и поэтому может быть использовано как компонент при компаундировании масел. Парафино-нафтеновая часть фракции 400-450 ⁰С высокоиндексная (112) с низкой температурой застывания (-32⁰С). Потенциальное содержание дистиллятного масла из этой фракции равно 7,85% на нефть. Оно имеет индекс вязкости 92 и кинематическую вязкость при 100⁰С 2,04 мм²/с. Депарафинированная фракция 450-480⁰С имеет высокий индекс вязкости (113), что обусловлено отсутствием в ее составе тяжелой ароматики и смолистых веществ. Потенциальное содержание дистиллятного базового масла из тяжелой фракций с кинематической вязкостью при 100⁰С -3,95 мм²/с и индексом вязкости 104 равно 4,102% на нефть. Масло из фракции 350-400⁰С слишком маловязкое и поэтому оно может быть использовано как компонент при компаундировании масел. Масла из фракций 400-450 и 450-480⁰С могут служить соответственно в качестве индустриальных масел общего назначения И-5А и И-12А по ГОСТ 10799-75. Остаточное базовое масло отвечает требованиям ГОСТ на индустриальное масло И-100, оно может служить в качестве авиационного масла ИС-14 по ГОСТ 21743-76, суммарный выход базовых масел на нефть составляет 33,62%. Все масляные дистилляты нефти месторождения Жолдыбай Северный после очистки от смолистых веществ (содержание смол в нефти 9,03%) являются низкозастывающими базовыми маслами с высоким индексом вязкости. Парафино-нафтеновая часть фракции 350-400⁰С нефти месторождения Жолдыбай Северный высокоиндексная (ИВ 98) и имеет низкую температуру застывания (-58⁰С), при добавлении к парафино-нафтеновой части всех трех групп ароматических углеводородов индекс вязкости снижается незначительно (86), а температура застывания остается прежней (-58⁰С). Таким образом, смесь всех групп углеводородов из этой фракции является высокоиндексным низкозастывающим базовым маслом. Его выход на нефть 14,93%. Метано-нафтеновая часть фракции 400-430⁰С (с выходом на нефть 9,68%) высокоиндексная ИВ 124 и низкозастывающая -41⁰С, а базовое масло, составленное из всех групп углеводородов с индексом вязкости 114 имеет кинематическую вязкость при 100⁰С-4,35 мм²/с. В результате можно сказать: все масляные дистилляты нефти месторождения Жолдыбай Северный после очистки от смолистых веществ (содержание смол в нефти 9,08%) являются низкозастывающими базовыми маслами с высоким индексом вязкости. Остаточное базовое масло, состоящее из депарафинированных метано-нафтеновых и 1 группы ароматических углеводородов имеет кинематическую вязкость при 100⁰С 22,3 мм²/с и индекс вязкости 116. Суммарный выход дистиллятных и остаточных базовых масел значительный 53,15% на нефть.

Нефти месторождений Северо-Эмбенского нефтегазоносного района, таких как Кенкиякское, Каратюбинское, Котыртас Северный являются в основном малосернистыми, парафинистыми, смолистыми и высокосмолистыми. Суммарное потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел в северо-эмбенских нефтях очень высокое: 31,5-53,7 вес.%, считая на нефть, кроме кенкиякской нефти нижнего горизонта (23%). Масла отличаются относительно невысокими индексами вязкости, лежащими в пределах 85-93.

Нефти месторождения Забурунье неокомского горизонта, которые находятся в зоне Междуречья Урал-Волга, тяжелые (плотность – 891,8-895,8 кг/м³), высокосмолистая (содержание смол силикагелевых 17,61-19,88%, асфальтенов 0,81-1,05%. В нефтях содержится мало бензиновых фракций (до200⁰С выкипает 3,0-4,85%). Общий выход светлых фракций до 350⁰С составляет 20,8%. Суммарный выход масляных фракций значительный – 24,3%. Они отличаются низкой температурой застывания (наиболее высококипящая из них 450-480⁰С застывает при -35⁰С) и большим содержанием парафино-нафтеновой части. (81,26-85,63%). Характерным для состава масляных фракций являются близкие по величине выхода парафино-нафтеновых углеводородов. В первых трех 50-градусных фракциях ароматическая часть фракции состоит из углеводородов I и III группы. Содержание углеводородов IV группы в масляных фракциях составляет 3,72-9,04%. Таким образом, углеводородный состав масляных дистиллятов Забурунской нефти указывает на возможность получения из нее высококачественных товарных нефтепродуктов (низкозастывающих дизтоплив и базовых масел).

Месторождения Мартыши и Камышитовое находятся в зоне Прикаспийской впадины. Масляные 50-градусные фракции мартышинской нефти, выкипающие в пределах 350-500^оС, более ароматизированы и содержат до 26% ароматических углеводородов, в то время как в аналогичных фракциях камышитовой нефти их содержится 13-15%. Суммарный выход базовых дистиллятных и остаточных масел из мартышинской нефти с индексом вязкости 78-88 составляет 37,5% и из камышитовой нефти – 30,6% с индексом вязкости 87-116.

Нефть месторождения Бозоба парафинистая - 5,2%. Метано-нафтеновая часть предварительно депарафинированной фракций 350-400⁰С застывает при низкой температуре -42⁰С и имеет высокий индекс вязкости (134). Базовое масло составленное из всех групп углеводородов этой фракции имеет индекс вязкости 81 и застывает при -37⁰С. Дистиллятное масло из фракции 400-455⁰С индексом вязкости 90 застывает при -34⁰С. Выход масла на нефть 7,91%.

Остаточное базовое масло (выход 17,53% на нефть), состоящее из депарафинированных парафино-нафтеновых и 1 группы ароматических углеводородов имеет кинематическую вязкость при 100⁰С 20,7 мм²/с и индекс вязкости 109. Масляные фракции после депарафинизации могут служить в качестве индустриального масла общего назначения. Для данной нефти характерен значительный выход базовых масел из фракций 350-400⁰С и 400-450⁰С (20,27% на нефть), фракция 350-400⁰С после депарафинизации имеет индекс вязкости 96 и кинематическую вязкость при 50⁰С 4,43 мм²/с. После адсорбционного разделения фракции и последовательном добавлении к парафино-нафтеновой части отдельных групп ароматических углеводородов индекс вязкости снижается незначительно от 119 до 95. Базовое масло, полученное из фракции 400-450⁰С с индексом вязкости 87, застывает при температуре -23⁰С. Наиболее высококипящая масляная фракция 450-483⁰С после депарафинизации имеет индекс вязкости 91. Парафино-нафтеновая часть этой фракции застывает при -20⁰С, индекс вязкости 122.

По мере добавления ароматических углеводородов индекс вязкости снижается до 96. Остаточное базовое масло из остатка выше 483⁰С, состоящее из смесей депарафинированных углеводородов с кинематической вязкостью при 100⁰С 28,5 мм²/с застывает при -12⁰С. Выход остаточного масла с индексом вязкости 110 составляет 13,66% на нефть. Оно отвечает требованиям ТУ39 101523-75 на базовое масло М-20. Таким образом, нефти месторождения Бозоба (скв.1,3) после предварительной очистки (содержание серы в нефти 1,3%) являются превосходным сырьем для производства масел.

Нефти месторождения Жанажол (скв.19) парафинистые (4,31%), сернистые (0,82%). Дистиллятное базовое масло, полученное из фракций 350-400⁰С нефти месторождения Жанажол, скв.19, состоящее из смеси метано-нафтеновых, 1,2,3, групп ароматических углеводородов с кинематической вязкостью при 100⁰С 2,23 мм²/с застывает при -23⁰С. Аналогичное масло из фракции 400-450⁰С имеет индекс вязкости 84 и температуру застывание -21⁰С. Суммарный выход дистиллятных и остаточных базовых масел 32,1% на нефть.

Нефть месторождения Равнинное (горизонт средний карбон), полученное с глубины 3275-3279 м относится к Юго-Восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Для получения базовых масел из нефти месторождения Равнинное необходима депарафинизация ее высококипящих и остаточных фракций. Парафино-нафтеновые углеводороды предварительно депарафинированной фракции 350-400⁰С имеет низкую температуру застывания (-38⁰С). Масло, составленное из всех групп углеводородов имеет кинематическую вязкость при 50⁰С 6,43 мм²/с и индекс вязкости 69. Содержание серы 0,36%. Оно отвечает требованиям ГОСТ 20709-75 на индустриальное масло общего назначения И-8А, предназначенного для смазки малогруженных высокоскоростных механизмов и контрольно-измерительных приборов. Выход масла составляет 83,48% на фракцию. Остаточное базовое масло по своим характеристикам отвечает требованиям ГОСТ 20799-75 на масло И-40А, используемого для смазки мало- и средненагруженных зубчатых передач. Потенциальное содержание базовых масел с индексом вязкости 69-132 равно 32,9% (на нефть).

В настоящее время на базе нефтяных и газонефтяных месторождений, открытых в юрских и меловых отложениях Арыскумского прогиба, создана нефтегазодобывающая промышленность. Самые значительные по запасам месторождения – Кумколь и Акшабулакское – находятся в эксплуатации. Нефть легкая (плотность 0,83 г/см³), высокопарафинистая, малосмолистая, бессернистая, сильно обогащена масляной фракцией, в пластовых условиях газонасыщения. К настоящему времени в данном бассейне открыто более 15 нефтяных и газонефтяных месторождений с извлекаемыми запасами около 230 млн.т.

Природа нефти и свойства исходных фракций оказывают громадное влияние на выход и качество масел. Некоторые нефти обладают значительно большим потенциалом высокоиндексных масляных углеводородов, чем практически обоснованный минимум – 12%.Такие нефти могут быть выделены в группу особо ценных для производства масел – высокопотенциальных высокоиндексных масляных нефтей.

Общим признаком этих высококачественных масляных нефтей является содержание выше 18%на нефть масел с ИВ-105 и незначительное изменение показателя выхода масел на нефть при существенном повышении индекса вязкости масел. Характерными нефтями этого сорта являются жетыбайская и узеньская нефти, содержащие в смеси 21-22%масел с ИВ-105.

Необходимость существенного повышения индекса вязкости отечественных базовых масел и уникальные возможности нефтей для организации производства базовых масел с индексом вязкости 110 настоятельно требуют решения вопроса о поставке этих ценных масляных нефтей на НПЗ в чистом виде по отдельным трубопроводам. В таблицах 3, 4приведены общие физико-химические характеристики нефтей месторождений, открытых нефтеразведочными экспедициями в Западных областях Казахстана.

В таблице 5 приведены характеристики и потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел в нефтях Западного Казахстана.

 

 

В таблице 6 даны технологические индексации нефтей.

 

Таблица 6 – Шифр нефтей согласно технологической индексации (ОСТ 3801197-80)

 

№	Нефть	Шифр нефти
класс	тип	группа	подгруппа	вид
	Жетыбайская нефть (смесь)
	Восточножетыбайская нефть
	Дунгинская нефть нижнемеловая
	Узенская нефть (смесь)
	Танатарская нефть
	Карсакская нефть
	Тереньузюкская нефть неокомского горизонта
	Кенкиякская нефть нижнетриасового горизонта
	Каратюбинская нефть нижнеюрского горизонта
	Нефть месторождения Котыртас Северный, горизонт триас
	Нефть месторождения Забурунье, горизонт - неоком
	Мартышинская нефть апт-неокомского горизонта
	Камышитовая нефть среднеюрского горизонта
	Арыскумская нефть неокомского горизонта
	Кумкольская нефть верхнеюрского горизонта
	Нефть месторождения Жангурши
	Нефть месторождения Восточный Акжар

Продолжение таблицы 6

 

	Нефть месторождения Крыкмылтык
	Нефть месторождения Тортай, горизонт - средний карбон
	Нефть месторождения Арман,скв.5
	Нефть месторождения Бозоба, скв3
	Нефть месторождения Жанажол, скв.19
	Нефть месторождения Жолдыбай Северный, скв.10
	Нефть месторождения Орысказган, скв.17
	Нефть месторождения Равнинное, скв.8
	Нефть месторождения Тюбеджик, скв.50

Основываясь на данные таблиц 5, 6 составлена обзорная карта месторождений республики Казахстан, в числителе указан номер нефтяного месторождения, в знаменателе – выход базового масла на нефть, %.

Месторождения: 1/ 20,5 – Жетыбай; 2/19,7 – Узень; 3/42,2 –Танатар; 4/ 42,4 – Карсак; 5/30,1 – Тереньузюк; 6/31,5 – Кенкияк; 7/48,5 – Каратюбе; 8/37,5 – Мартыши; 9/23,36 – Арыскум; 10/24,87 – Кумколь; 11/57 – Крыкмылтык; 12/29 – Восточный Жетыбай; 13/14,4 – Дунга; 14/45,29 – Котыртас Северный; 15/50,54 – Забурунье; 16/30,6 – Камышитовая; 17/40,1 – Жангурши; 18/29,11 – Восточный Акжар; 19/49,21 – Тортай; 20/37,2 – Арман; 21/ 42,5 – Бозоба; 22/32,1 – Жанажол; 23/ 53,15 - Жолдыбай Северный; 24/33,62 – Орысказган; 25/32,92 – Равнинное; 26/34,22 – Тюбеджик; 27/51,5 - Молдабек Восточный.

Систематизируя выше приведенные данные, нами были выделены (рисунок 1) и отнесены к числу высокоиндексных и высокопотенциальных нефтей нефти месторождений Крыкмылтык (ИВ 125), Жолдыбай Северный (ИВ 116), Молдабек Восточный (ИВ 110), Забурунье (ИВ 119), Тортай (ИВ 102), Каратюбе (ИВ 91), Котыртас Северный (ИВ 103), Бозоба (ИВ 119), Танатар (ИВ 96), Жангурши (ИВ 121), Арман (ИВ 130), Жанажол (ИВ 110), Равнинное (ИВ 132), Тюбеджик (ИВ 113), Камышитовое (ИВ 116), Орысказган (ИВ 113).

 

Контрольные вопросы

1. Основные задачи нефтеперерабатывающей промышленности.

2. Сырьевой потенциал Казахстана.

3. Какие месторождения масляных нефтей относятся к Мангистауской области?

4. Какие месторождения масляных нефтей относятся к Южно-Эмбинскому нефтегазоносному району?

5. Какие месторождения масляных нефтей относятся к зоне междуречья Урал-Волга?

6. Какие месторождения масляных нефтей относятся к восточному борту Прикаспийской впадины?

7. Какие месторождения масляных нефтей относятся к Арыскумскому прогибу?

8. Какие месторождения Казахстана можно отнести к числу высокоиндексных и высокопотенциальных нефтей?

 

Литература

1. Новые нефти Казахстана и их использование. Нефти Мангышлака. – Алма-Ата: «Наука» КазССР, 1981.-238с.

2. З.В. Дриацкая, Г.Х. Ходжаев /Нефти СССР. Справочник в четырех томах. IV том, М., 1974г., с.198-302

3. Варшавер Е.М., Вассерман Л.К. Производство парафина и масел из мангышлакской нефти. Аналитический и сопоставительный обзор, Сер. «Переработка нефти», ЦНИИТЭнефтехим, М., 1971.