Особенности развития нефтяной промышленности россии на современном этапе. Что такое конденсат и как его получают

Инженер технологического отдела ПАО «ОМСКНЕФТЕХИМПРОЕКТ» Елена Шеина разъясняет обозревателю RCC особенности западносибирских ресурсов газового конденсата и основные звенья процесса глубокой переработки этого сырья, с ориентацией на больший выход моторных топлив.

- Что Вы могли бы сказать об особенностях переработки ГК?

Добыча и переработка газового конденсата, по сравнению с нефтью или природным газом, является относительно новой отраслью нефтегазового комплекса страны. Переработку ГК ведут по двум основным направлениям: химическому - получение мономеров для промышленности органического синтеза (этилен, пропилен, ацетилен, дивинил, бензол и т.п.) и топливному - получение автобензинов, керосинов, дизельных топлив и мазута.

Схема переработки ГК с высоким содержанием ароматических углеводородов включает экстракцию природных ароматических углеводородов и последующую переработку узких фракций для получения дополнительных количеств ароматических углеводородов или высокооктановых компонентов бензинов.

Уренгойские конденсаты имеют высокое содержание нафтеновых углеводородов, поэтому этот ГК вполне можно считать ценным нефтехимическим сырьём для производства ароматических углеводородов. Исследованиями было также установлено, что при переводе установок риформинга с нефтяного сырья на газоконденсатное значительно увеличивается выход ароматических углеводородов.

- В чем состоит специфика западносибирских ресурсов ГК?

ГК месторождений Западной Сибири отличаются высоким содержанием широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которые, повторюсь, являются ценным нефтехимическим сырьём. По объёму потребления для нефтехимического синтеза низкомолекулярные алканы находятся на первом месте среди всех классов углеводородов, а важнейшими направлениями их переработки является пиролиз. Для получения индивидуальных углеводородов, пригодных к химическому использованию, применяются различные газофракционирующие установки. Если точнее, установки, основанные на конденсационно-ректификационных методах разделения газовых смесей, в зависимости от состава оформляются как с нисходящим, так и с восходящим режимом давления.

Каковы, на Ваш взгляд, основные преимущества глубокой переработки этого сырья, получения и использования соответствующих продуктов?

Основное количество ГК в настоящее время перерабатывается совместно с нефтью на НПЗ. Рассмотрена возможность расширения сырьевой базы за счет вовлечения ГК в сырье первичной переработки ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» для получения моторных топлив необходимого качества: бензина н.к. - 180°С, керосина ТС-1, компонента дизельного топлива летнего.

Достоинствами стабильного газового конденсата, как сырья первичной переработки, являются высокое содержание фракций, выкипающих до 350°С, отсутствие воды и углеводородов С1-С3, а также содержание солей с долей менее 3 мг/л. Все эти факторы позволяют, во-первых, перерабатывать СГК на НПЗ без предварительного обессоливания и обезвоживания; во-вторых, обеспечивают повышение глубины первичной переработки и объема выхода моторных топливных фракций.
Поэтому представляется актуальным расширение сырьевой базы путем вовлечения в переработку стабильного газового конденсата для получения моторных топлив.

- Каковы основные характеристики технологических "цепочек" переработки ГК?

Установка фракционирования стабильного газового конденсата состоит из блока теплообмена, отбензинивания и атмосферного блока. Схема переработки СГК включает предварительное отбензинивание углеводородного сырья в колонне (К-1). После чего отбензиненный газовый конденсат поступает на ректификацию в основную атмосферную колонну, где происходит отбор керосиновой и дизельной фракций.

В ПАО "ОМСКНЕФТЕХИМПРОЕКТ" была выполнена компьютерная модель блока фракционирования стабильного газового конденсата. По этой модели поток нестабильного бензина объединяется с отбензинивающей и атмосферной колоннами. Причем, атмосферная колонна - основная колонна блока фракционирования, из нее выводится два боковых погона - керосиновая и дизельная фракция; "верхом" уходит нестабильный бензин.

Отпарка легких компонентов в первом стриппинге осуществляется за счет испарения части керосиновой фракции в ребойлере; в качестве теплоносителя в него поступает второе циркуляционное орошение колоны. Отпарка легких компонентов во втором стриппинге осуществляется за счет подачи острого водяного пара.

Отраслевые эксперты отмечают рост активности в сфере добычи газового конденсата, пользующегося высоким спросом на мировом рынке. Для «Газпром нефти» появление в портфеле проектов газовой составляющей дало возможность сохранить на приемлемом уровне производственные показатели Омского НПЗ. Газоконденсатом разбавляется «темнеющая» нефть, поступающая на предприятие по системе «Транснефти»

Несмотря на очевидную ценность газового конденсата как сырья для нефтехимии и нефтепереработки, это все же побочный продукт и для газовиков, и для нефтяников. Поэтому работой с газоконденсатом до недавнего времени занимались по остаточному принципу, и в качестве серьезного ресурса в балансе российских нефтегазовых компаний он не фигурировал. На гигантских месторождениях, таких как Астраханское или Оренбургское, то есть легкодоступных, с развитой транспортной и промышленной инфраструктурой, газовый конденсат в переработку вовлекался, а на отдаленных северных промыслах это было нерентабельно.

Дело в том, что газоконденсатные залежи, как правило, залегают ниже отметки 2000 м и, когда есть возможность извлекать фактически чистый метан с сеноманского горизонта (650-1700 м), опускаться ниже за более сложным продуктом особого смысла не имеет. Тем более учитывая, что процессы транспортировки и подготовки этого сырья требуют немалых вложений в создание инфраструктуры.

Объем добычи газового конденсата на нефтяных месторождениях также был незначительным. Встречается он лишь в залежах с высоким газовым фактором, поэтому ГК или попросту сжигался вместе с попутным нефтяным газом, или в отсутствие систем раздельного сбора и транспорта скважинной продукции на установках подготовки смешивался с товарной нефтью. Однако сегодня ситуация изменилась.

«Разбавление» тяжелой нефти легким газоконденсатом позволяет ОНПЗ поддерживать производственные показатели
на высоком уровне

Особо ценное дополнение

Ценность газового конденсата обусловлена самими характеристиками этого сырья - по сути, ультралегкой, высококачественной нефти с соответствующим потенциалом выхода светлых, позволяющей при равном объеме переработки с обычной нефтью получить большее количество нефтепродуктов. При этом рентабельность поставок ГКза рубеж выше, чем у сырой нефти, - экономия на экспортных пошлинах за счет меньшей плотности газоконденсата по сравнению с Urals (ставки, напомним, устанавливаются на единицу массы) достаточно значительна. Может газоконденсат стать и одним из драйверов роста добычи углеводородов в стране в среднесрочной перспективе - заместив на рынке задержавшуюся из-за санкций и обвала нефтяных котировок шельфовую и сланцевую нефть.

Кстати, в свое время именно добыча газоконденсата в проектах разработки сланцевых газовых месторождений поддержала американские компании после падения цен на газ. Активизировали работу в этом направлении и российские газовики - по оценке аналитиков Газпромбанка (их слова приводит Bloomberg), в 2015 году производство конденсата увеличится на 17% (600 тыс. барр./день, или 5% от общей годовой добычи нефти в России), а эксперты Wood Mackenzie прогнозируют рост добычи ГК в России к 2018 году на 50% по сравнению с результатами 2014 года (8% всего нефтегазового производства России). И большая часть этого «нового конденсата» идет с месторождений Уренгойского кластера, который «Газпром нефть» разрабатывает вместе с «НОВАТЭКом». В сумме «Арктикгаз» и «Нортгаз» будут давать на пике более 7 млн тонн газового конденсата в год.

Газовый конденсат

Смесь жидких углеводородов (С5Н12 + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений и температуры. Чем выше давление и температура, тем большее количество жидких углеводородов может быть растворено в газе. Газовый конденсат состоит из бензиновых, керосиновых и в меньшей степени более высококипящих компонентов. Для большинства газового конденсата выход бензиновых фракций превышает 50% (чаще 70-85%). Плотность конденсатов - 660-840 кг/м 3 . Различают сырой (первичный продукт, выделяющийся из газа газоконденсатной залежи в промысловых условиях) и стабильный газовый конденсат, из которого удалены растворенные газы.

Стабильный газовый конденсат - ценное газохимическое сырье, используется также для производства бензинов, авиационного топлива, как добавка к сырой нефти для улучшения ее качественных параметров.

Между газом и нефтью

В принципе, никаких особых отличий в добыче газа и газового конденсата нет: те же горизонтальные скважины, гидроразрыв; единственное, что необходимо учитывать при подборе технологий и оборудования, - это большие глубины и более высокое пластовое давление. Различия начинаются на поверхности. В установке комплексной подготовки газа (УКПГ) добытый из скважины продукт разделяется на сухой газ (метан, этан) и смесь более тяжелых фракций углеводородов (пропан, бутан, нефтяные фракции), которую называют нестабильным газовым конденсатом. Далее по специальному трубопроводу (он сохраняет свойства жидкости только под давлением) нестабильный конденсат отправляется еще на один этап подготовки - стабилизацию. В случае «Газпром нефти» с активов Уренгойского кластера по 300-километровому трубопроводу деэтанизированный конденсат идет на Пуровский завод по переработке конденсата «НОВАТЭКа», мощность которого под предстоящий рост добычи расширена до 11,5 млн тонн в год. Здесь сырье разделяется на газовые фракции (пропан-бутан) и стабильный конденсат (СГК). Это и есть та самая легкая «нефть из газа», которая отправляется потребителям. У «Газпром нефти» основная точка отправки - Омский НПЗ, для которого появление потока газоконденсата с Уренгойского месторождения можно сравнить с глотком чистого воздуха: ухудшение качества нефти, поступающей по трубе «Транснефти», стало для самого современного и высокотехнологичного в России завода достаточно серьезной проблемой.

Большую часть «нового конденсата» в России дают месторождения Уренгойского кластера «Газпром нефти» и «НОВАТЭКа»

Светлые против темных

Омский НПЗ изначально был ориентирован на переработку нефти западносибирских месторождений, масштабное освоение которых началось в середине прошлого века. Соответственно, технологии предприятий, набор установок были ориентированы на прием легкой сибирской нефти (Siberian Light). Однако сегодня сибирская нефть - сырье уже совсем другого качества. Разбавление тяжелой нефти легким газоконденсатом позволило частично решить эту проблему.

Сегодня газовый конденсат просто закачивается в нефтепровод предприятия. Однако в программу модернизации ОНПЗ включено строительство нового комплекса первичной переработки ЭЛОУ-АВТ, одним из технологических элементов которого станет блок переработки СГК мощностью 1,2 млн тонн в год.

Такой объем уже требует создания отдельной инфраструктуры, в первую очередь логистической. Главным объектом этой инфраструктуры стал новый терминал приема стабильного газового конденсата. Масштабная модернизация ведется и приема стабильного газового конденсата. Масштабная модернизация ведется и на станции Комбинатская, куда приходят составы с сырьем для Омского НПЗ.

Сырье Уренгойского кластера перерабатывается на Пуровском заводе по переработке конденсата

Конденсатоприемник

По информации специалистов компании «Газпромнефть-Логистика», сегодня на ОНПЗ с Пуровского ЗПК в среднем каждые сутки одним железнодорожным составом отправляются 72 цистерны - это около 4 тыс. тонн газоконденсата. Маршрут в 2 тыс. км преодолевается за три-четыре дня.

Пропускная способность нового железнодорожного терминала слива, хранения и закачки в переработку СГК - те же 72 цистерны в сутки, одновременно обслуживаются 36 железнодорожных цистерн. Максимальный годовой объем перевалки синхронизирован с проектной мощностью блока переработки конденсата - 1,2 млн тонн.

Помимо собственно эстакады слива в состав терминала, строительство которого обошлось в 1,7 млрд рублей, входят подъездные пути с весами, резервуарный парк на 20 тыс. тонн, аппаратная с системой управления и насосная станция для слива и перекачки конденсата.

Уже на стадии проектирования терминала серьезное внимание было уделено вопросам минимизации нагрузки на окружающую среду: испарение нефтепродуктов практически исключено за счет монтажа на резервуарах плавающих понтонов, а также азотных подушек на емкостях.

Учтены и не самые простые природные условия, в которых терминалу придется работать. Зимы в Омске холодные, поэтому предусмотрена возможность разогрева СГК прямо в цистернах, что существенно ускоряет процесс слива и исключает образование нетехнологических несливаемых остатков.

Мощность нового терминала слива СГК - 72 цистерны в сутки

Движение к пику

ОНПЗ начал перерабатывать стабильный газовый конденсат в 2011 году, начав с 10 тыс. тонн. В 2012 году это количество удвоилось, а в 2013 году выросло более чем на порядок - до 400 тыс. тонн, причем к железнодорожным поставкам добавились речные - значительная доля пришла на завод по Иртышу. Таких скачков роста, конечно, больше не будет - они свойственны новым проектам, однако кривая, демонстрирующая объем вовлекаемого в переработку СГК, по-прежнему стремится вверх. Она достигнет максимума в следующем году - 1,2 млн тонн, что составляет почти 6% от общего объема переработки ОНПЗ.

По экспертным прогнозам, пик добычи газового конденсата в России придется на 2020 год. Пока особой конкретики в оценке ресурсной базы, которая будет задействована для загрузки существующей газоконденсатной инфраструктуры, нет. Очевидно, что достаточным потенциалом с точки зрения добычи ГК обладают крупные нефтяные месторождения с мощной газовой шапкой - такие как Новопортовское месторождение «Газпром нефти». Конечно, масштаб нефтяной ресурсной базы несравним с потенциалом газовых активов. Однако специальные программы поиска и разработки перспективных газоконденсатных залежей существуют у всех крупнейших российских газовых и нефтяных компаний. Учитывая, что сегодняшние экономические условия создают значительную добавочную стоимость этому и так премиальному сырью, несложно предположить, что газоконденсатный рывок в 2020 году не закончится. И сжигать «белую нефть» в факелах уже точно никто не будет.

Характеристика придонных и резервуарных нефтешламов.

Углеводороды от 5 до 90%
Вода от 1 до 72%
Механические примеси от 0,8 до 85%
Плотность нефтешламов от 830 до 1700 кг/м3
Температура застывания от -3 до +80 град-с
Температура вспышки от 35 до 120 град-с.

Нефтяные шламы являются основными отходами нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Данный тип отходов образуется в процессе бурения скважин, в результате очистки сточных вод содержащих нефть на очистных сооружениях и во время чистки резервуаров. Шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, которые содержат в среднем (по массе):

• от 10 до 56 % нефтепродуктов,
• от 30 до 85 % воды,
• от 1,3 до 46 % твердых примесей.

Все шламы представляют собой определенную опасность, поэтому они хранятся в специальных шламонакопителях. Шламонакопители, представляющие собой земельные емкости открытого типа предназначенные для хранения шламов, занимают довольно большие территории. Кроме того, подобные сооружения пожароопасны, и являются источником потенциального загрязнения окружающей среды, которое происходит вследствие испарения нефтепродуктов. Результатом такого испарения является загрязнение почв и грунтовых вод. Поэтому сегодня обезвреживание и полная утилизация нефтяных шламов является одной из острейших проблем для нефтедобывающих регионов.

Способы переработки нефтяных шламов

В настоящее время широко применяются следующие методы переработки и обезвреживания нефтяных шламов:

1. Сжигание нефтяного шлама в виде водных эмульсий с последующей утилизаций выделяющегося тепла. Этот способ является самым распространенным, поскольку он наиболее простой и надежный. Однако при данной технологии сложно добиться экономического эффекта, что недопустимо в современных условиях.

2. Обезвоживание и сушка нефтяного шлама с возвратом образованных нефтепродуктов в производство (данный процесс по сравнению с предыдущим более прогрессивный, однако требует куда больших капиталовложений).

3. Переработка нефтяного шлама в пирогаз. Данная технология позволяет повысить коэффициенты использования нефти, и сегодня является самой передовой, поскольку из отходов в данном случае получается высококачественное топливо. Однако не каждый мусороперерабатывающий завод решается установить у себя подобную установку ввиду ее относительно высокой стоимости. Хотя вовсе напрасно – сегодня завод по переработке шламов может являться рентабельным высокодоходным предприятием.

Газовый конденсат по своей сути является жидкими углеводами с содержанием таких легких газов как:

• пропан;
• бутан;
• метан;
• этан.

Технология переработки

Переработка газового конденсата заключается в выделении газов из конденсата с целью получения таких видов продуктов в стабильном состоянии как:

прямогонный бензин;

легкие углеводы.

Достигается это на крупных предприятиях специализирующихся на переработке газовых конденсатов посредством технологической процедуры, состоящей из таких этапов:

1. Ректификация, заключающаяся в процедуре разделения смеси посредством теплообмена между газовыми и жидкими компонентами;

2. Гидроочистка сернистых соединений в сырье посредством водорода при высоком уровне давления и температуры;

3. Изомеризация , заключающаяся в изменение структуры вещества с целью повышения его октанового числа.

Переработка газового конденсата – это выделение газов из конденсата, и получение, таким образом, двух продуктов в стабильном состоянии, подлежащих дальнейшему использованию: легких углеводов и прямогонного бензина (бензина газового стабильного).

Переработка осуществляется на заводах по переработке газовых конденсатов, самые крупные из которых обладают огромными мощностями (до 6 млн. тонн в год). Вкратце, технологический цикл делится на несколько фаз:

• ректификация в специальных ректификационных колоннах, непрерывная или периодическая, представляющая процесс разделения смеси, путем теплообмена между жидкой и газовой составляющими;
• гидроочистка – процесс, направленный на снижение сернистых соединений в нефтепродуктах, происходящий при высокой температуре и повышенном давлении под воздействием водорода;
• изомеризация (с рециклом) – изменение структуры вещества для повышения октанового числа у бензинов, бывает высоко-, средне-, и низкотемпературной, последняя считается наиболее перспективным методом.

Итогом переработки конденсата является получение моторных топлив высокого качества (высокооктановых): бензинового, авиационного, дизельного, а также сырья (полимеров) для производства полиэтилена, полипропилена, полистирола, поливинилхлорида, синтетических каучуков, полиэфира, бутилового спирта, ацетона, фенола и т.д.

Переработка газового конденсата служит для получения таких видов продуктов:

• Высококачественные моторные масла;
• Высокооктановые марки бензина;
• Различные виды полимерных материалов.

http://additive.spb.ru/upgk.html

Установка по переработке газового конденсата (нефти)

Установка по переработке газового конденсата включает в себя следующие блоки:

Блок подготовки сырья;

Блок гидроочистки фр. НК-360 °С (см. технология гидроочистки);

Блок ректификации продуктов гидроочистки на фракции для дальнейшей переработки;

Блок каталитического риформинга (см. технология каталитического риформинга и техническое описание);

Блок ректификации риформата;

Блок гидроизомеризации легкого бензина;

Блок ректификации гидроизомеризата;

Узел компаундирования товарных продуктов.

Основная продукция установки:

товарные бензины Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97, Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по ГОСТ Р 51866-2002, (соответствует нормам Евро-3) и Супер Евро-98 по ГОСТ Р 51313-99. Установка рассчитана на максимальный выпуск Премиум Евро-95;

дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005 (Евро-4);

мазут .

Требования к качеству современных высокооктановых автобензинов, выпускаемых по спецификации Евро-3 и выше ограничивают содержание в них бензола величиной не более 1,0 % об.

Для достижения данного показателя по содержанию бензола в технологии используется процесс гидроизомеризации , который включает в себя гидрирование бензола, содержащегося в фракции нк-85 С продуктов риформинга и в фракции нк-85 °С продуктов гидроочистки, с последующей его изомеризацией в метилциклопентан (МЦП). В процессе протекают также реакции изомеризация н-парафинов в изо-парафины, что также приводит к увеличению октанового числа получаемого продукта. Побочные реакции - раскрытие нафтеновых колец с образованием гексанов и гидрокрекинг сырья до продуктов с меньшим числом углеродных атомов, преимущественно пропана и бутанов.

В данной технологии на блоке гидроизомеризации использовано сырьё, состоящее из смеси фракции нк-85 °С гидрогенизата и фракции НК-85 °С риформата. На этом сырье получается гидроизомеризат с октановым числом по ииследовательскому методу ОЧИ не менее 79 (76 ОЧМ).

Для выпуска товарного бензина Регуляр Евро-92, рекомендуются рецептура 60 % мас. тяжелого риформата и 40 % мас. гидроизомеризата, что соответствует балансовому выпуску продуктов на установке. Для производства бензинов Премиум Евро-95 и Аи-98 необходимо в составе использовать МТБЭ в концентрации до 15 % мас.:

©2015-2019 сайт
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2017-06-12

В Москве 19 мая состоялась Третья международная конференция «Газовый конденсат 2015», организованная компанией CREON Energy.

Рынок газового конденсата по-прежнему остается закрытым, информации по нему мало, и конференция CREON Energy является по сути уникальной площадкой, где участники отрасли могут встретиться и обсудить актуальные вопросы. А таких с каждым годом становится все больше. Как отметил генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов, сейчас игроки рынка настороженно ждут первых последствий налогового маневра. Будут ли они, и если да, то какие - одна из ключевых тем мероприятия. Не решены и многие проблемы, озвученные на прошлогодней конференции - прежде всего, по транспортировке. Сохраняется дефицит трубопроводов и инфраструктуры в целом, что делает малоэффективной разработку новых удаленных месторождений. Новые рынки сбыта, финансирование проектов - эти темы г-н Тургунов также предложить обсудить в рамках конференции.

По итогам 2014 г. добыча газового конденсата (ГК) в России составила 26.2 млн т, это на 5.2% больше показателя прошлого года. Такие данные сообщила Ольга Вронская, главный специалист отдела мониторинга нефтяной и газовой промышленности «ЦДУ ТЭК». Из этого объема на шельфе добыто 2.38 млн т, показатель остался примерно на уровне 2013 г. Лидерами добычи на российском шельфе остаются Sakhalin Energy и Exxon, при этом за прошедший год к компаниям, работающим на шельфе, присоединилась крымская «Черноморнефтегаз», объем ее добычи за 2014 г. - 61.4 тыс. т.

По итогам 1 квартала 2015 г. добыча газового конденсата зафиксирована на уровне 7.86 млн т, это на 18.6% выше показателя аналогичного периода прошлого года. Рост произошел за счет материковых месторождений, добыча ГК на шельфе упала на 3%.

Прогноз добычи по действующим месторождениям на среднесрочную перспективу предполагает извлечение 31 млн т газового конденсата.

Первое место по объемам добычи прочно удерживает «Газпром» (14.5 млн т за 2014 г.), за ним следуют «Новатэк» (3.28 млн т) и операторы СРП (2.23 млн т). Территориально максимум добычи приходится на Уральский ФО (в 2014 г. - около 70% от общего объема), там же расположены основные производственные мощности по стабилизации газового конденсата.

Г-жа Вронская отметила существенное снижение экспорта ГК в 2014 г. - внешним потребителям было отправлено всего 1.3 млн т против 3.17 млн т годом ранее. Связано это, прежде всего, с переориентацией отгрузок через порт Витино на комплекс в Усть-Луге.

Обзор мирового и российского рынков газового конденсата представил заместитель генерального директора CREON Energy Филипп Никонов. По его словам, добыча ГК в России стабильно растет на протяжении последних шести лет, средний темп прироста - 8% в год. Значительная часть конденсата (83%) добывается тремя компаниями - «Газпром» (58%), «Новатэк» (19%) и «Роснефть» (6%), оставшаяся приходится на операторов СРП (Сахалин) и крупнейшие ВИНКи. При этом «Газпром» планирует увеличить добычу газового конденсата с нынешних 15 млн т до 17 млн т к 2017 г.

В региональном разрезе мировыми лидерами по производству ГК являются Северная и Южная Америка (47%), далее следуют страны Ближнего Востока (31%) и Европа (11%). Что касается конкретных стран, по объему производства с большим отрывом лидируют США (почти 146 млн т в 2014 г., 31% мирового выпуска), второе место занимает Саудовская Аравия (91 млн т), далее Канада (32.4 млн т), Россия с показателем 26.2 млн т находится на четвертой строчке.

Структура потребления выглядит иначе. Страны АТР при низком объеме производства являются одними из крупнейших потребителей конденсата (около 30 млн т). В частности, на Индию приходится 18% от этого объема, на Южную Корею - 33%, на Японию - 34%. В Южной Корее потребление ГК в 2014 г. выросло на 10% за счет спроса со стороны нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Аналогичная ситуация была в Индии (+8%) и Японии (+19%).

По мнению докладчика, объем экспорта газового конденсата из России на данный момент минимален и не оказывает значительного влияния на мировой рынок. Однако в случае реализации проектов на Дальнем Востоке и Сахалине российский ГК будет иметь значительное конкурентное преимущество из-за близости к крупнейшим рынкам АТР.

Налоговый маневр в нефтяной отрасли, запущенный в 2015 г., не мог не затронуть смежные отрасли. По словам заместителя директора по маркетингу компании «Импэкснефтехим» Леонида Кручинина, теоретически возможными последствиями маневра для рынка газового конденсата могли стать: уменьшение объема добычи ГК некоторыми компаниями, для которых рост НДПИ мог быть не скомпенсирован снижением пошлин, что могло привести к снижению рентабельности месторождений; увеличение переработки СГК на НПЗ в результате роста эффективности переработки в сравнении с неглубокой переработкой нефти, предполагающей экспорт мазута; сокращение поставок в «серые» сегменты рынка в результате снижения их экономической привлекательности.

Ставить вопрос о достоверной оценке влияния налогового маневра на рынок СГК, по мнению эксперта, преждевременно, и не только потому, что прошло всего четыре месяца, но и потому, что в этот период на рынок оказывало значительное влияние множество иных факторов (цены на нефть, курсы валют, падение спроса, сезонность и т.п.).

Анализируя изменения потоков, на сегодня можно выделить только два ярко выраженных прецедента влияния налогового маневра, а именно - увеличение объемов переработки СГК на «Газпром нефтехим Салават» и Омском НПЗ («Газпром нефтехим Салават» за четыре месяца на 216 тыс. т (45%) увеличил объем переработки СГК, поставляемого ж/д транспортом, «Газпромнефть-ОНПЗ» - на 254 тыс. т (в 3.8 раза). Это пока единственные крупные проекты замещения переработки нефти газовым конденсатом на НПЗ, и реализованы они теми компаниями, которые обладают собственным ресурсом СГК. Потенциал по замещению нефти СГК (даже с учетом существующих на сегодня инфраструктурных ограничений на НПЗ) пока не исчерпан.

В целом можно сказать, что крупные производители СГК не поменяли свою маркетинговую стратегию по размещению его на рынке, и ставить вопрос об изменении соотношения привлекательности экспорта и собственной переработки СГК на НПЗ рано. Подобные решения если и будут приниматься, то только по итогам года.

Отмеченное по итогам четырех месяцев снижение объема поставок СГК на 10-15% в «серые» сегменты рынка может быть следствием как маневра, так и падения спроса на бензины, вызванного кризисными явлениями в экономике, и делать окончательный вывод пока преждевременно.

Доклад вызвал оживленную дискуссию среди участников конференции, интересное замечание представила «Газпром нефть». По словам руководителя направления перспективных технологий нефтехимической продукции Сергея Донскова, все налоговые вычеты по акцизам для нефтехимических компаний, предложенные Правительством РФ, номинированы в рублях. При этом ключевые коэффициенты НДПИ и экспортных пошлин привязаны к стоимости барреля и курсу доллара. Участники дискуссии выразили интерес к тому, как Правительство будет решать этот вопрос.

Ежегодная добыча группой «Газпром» нестабильного газового конденсата составляет 13-15 млн т, после стабилизации компания получает 9-10 млн т СГК. Такие данные сообщил начальник отдела экспорта нефти «Газпром экспорт» Дмитрий Виробьян. Все газовые конденсаты «Газпрома» преимущественно легкие, но разнятся по своим характеристикам. Так, астраханский ГК содержит большое количество меркаптановой серы, тем не менее, он востребован у крупных зарубежных переработчиков. В 2014 г. одну партию астраханского конденсата удалось отгрузить на экспорт через Украину (порт Ильичевск), однако в нынешнем году подобная схема невозможна. Успешно поставляется на внешние рынки и сосногорский ГК, хотя высокое содержание парафинов требует применения специальных присадок.

Г-н Виробьян отметил, что основной рынок сбыта газового конденсата «Газпрома» - внутренний, т.е. структуры самой монополии. Тем не менее, экспорт тоже является важным стратегическим направлением. По словам докладчика, в 2015 г. объем отгрузок на внешние рынки может составить 700-800 тыс. т. Основные производители СГК для экспортных целей - Сургутский ЗСК, КС «Портовая», Сосногорский ГПЗ и проект «Сахалин-3». Последний запущен в эксплуатацию в 2014 г.: в октябре группа «Газпром» начала поставки СГК с Киринского ГКМ. Проект на 100% принадлежит монополии, иностранных участников нет и не планируется. Оператором проекта выступает «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск». Поставки осуществляются по трубопроводам «Газпрома» и «Сахалин Энерджи». После смешивания СГК с нефтью сорта Sakhalin Blend смесь через порт Пригородное танкерами отправляется на экспорт (основные потребители - страны АТР). С момента запуска проекта отгружено 55 тыс. т. По словам докладчика, пик выработки ожидается с 2019-2020 гг. и составит 800 тыс. т с постепенным дальнейшим понижением. Особенностью проекта является освобождение месторождения от начисления таможенной пошлины.

Отраслевой эксперт Андрей Ващенко рассказал о перевозках газового конденсата по железной дороге. За период 2010-2014 гг. «Газпромтранс» увеличил объемы перевозок для «Газпрома» с 3.9 млн т/год до 4.35 млн т/год. За 1 квартал 2015 г. перевезено 1.1 млн т. Группа «Трансойл» в 2014 г., несмотря на ухудшение условий ведения бизнеса, увеличила объем перевозок нефти и нефтепродуктов на 6%. Среди отдельных грузов наибольшие темпы прироста показали перевозки газового конденсата, объем которых вырос на треть - до 5 млн т. Основную часть объема ГК в структуре перевозок группы обеспечил Пуровский ЗПК компании «Новатэк».

Г-н Ващенко особо подчеркнул, что на данный момент парк цистерн для перевозки ГК избыточен. Разговоры о дефиците подвижного состава (и, как следствие, повышении тарифов) появились в прошлом году после объявления ПГК о своем намерении списать 10 тыс. единиц. Однако на данный момент в Правительстве РФ обсуждается возможность изменить условия перерегистрации парка и, соответственно, сделать возможным дальнейший ремонт и модернизацию. Кроме того, отметил эксперт, компания «ОВК» озвучила планы по выпуску новых цистерн, которые закроют возможный дефицит от списания старых.

Представитель компании «Нефтетранссервис» Владимир Поздеев не согласился с коллегой. По его мнению, цистерны «ОВК» будут предназначены не для нефтебензиновых продуктов, а для химии. Также он считает, что парк все же сокращается: за четыре месяца 2015 г. новых бочек зарегистрировано меньше, чем в прошлом году, и гораздо меньше, чем списано.

Начальник департамента по работе с нефтяными компаниями «Первой грузовой компании» Сергей Назаров так прокомментировал ситуацию: «Тема дефицита цистерн возникла после выхода решения Правительства РФ о запрете продления срока службы вагонов в августе 2014 г., которое стимулировало операторов к списанию подвижного состава. Текущая ситуация по количеству парка стабильна и отвечает запросам рынка перевозок нефтепродуктов, в том числе, газового конденсата. На текущий момент вагоностроители не могут предложить операторам модель подвижного состава, обладающую существенно улучшенными потребительскими характеристиками относительно эксплуатируемых. Поэтому «ПГК» не исключает возможности продления срока службы вагонов через модернизацию вагонного парка, однако окончательное решение будет принято на основании экономического анализа после утверждения условий продления».

Инженер технологического отдела «Омскнефтехимпроект» Елена Шеина рассказала об опыте компании по созданию схемы переработки ГК по топливному варианту для «Газпромнефть-ОНПЗ». Цель проекта - расширение сырьевой базы НПЗ путем вовлечения в переработку СГК для получения моторных топлив (бензина, керосина ТС-1 и компонента летнего дизтоплива). Разработан проект установки фракционирования, которая позволяет перерабатывать ГК без предварительного обессоливания и обезвоживания. Повышается глубина переработки и выход моторных топливных фракций по сравнению с переработкой ГК в смеси с нефтью.

Профессор РГУ нефти и газа им. Губкина Михаил Левинбук еще раз подчеркнул необходимость ускоренной модернизации российских НПЗ в условиях секторальных санкций. Новым девизом нефтяной отрасли России должно стать импортозамещение оборудования и технологий, а также экспортозамещение нефти на продукты с высокой добавленной стоимостью. По мнению г-на Левинбука, экологическая мотивация введения стандартов классов 3, 4 и 5 на топлива в РФ позволила полностью отстранить отечественную науку и компании от участия в проектах по модернизации НПЗ, а иностранные компании получили колоссальные прибыли за счет повторной реализации уже использованных ранее технологий. В этой связи с учетом отсутствия существенного различия в экологических факторах стандартов Евро‑3, 4 и 5 необходимо ввести районирование химсостава топлив по аналогии с США, но не как это было сделано в Европе. В существующих условиях необходим тайм‑аут на инвестиции в нефтеперерабатывающую отрасль до полной корректировки экономики выбора всех процессов на НПЗ с учетом того, что крупнейшие российские компании заложили в планы модернизации своих НПЗ стоимость оборудования и технологий в рублях, а это, в свою очередь, привело к значительному увеличению их стоимости. Необходимо провести тотальный анализ ключевых для страны и бизнеса проектов с учетом изменения мировых цен на нефть.

Глава CREON Energy Фарес Кильзие придерживается мнения, что «конференция, проводимая компанией, показала, что газовый конденсат остается продуктом для энергетической элиты, которая не хочет подчиняться существующим общим правилам, а порой диктует свои собственные. Так же, как мы ранее говорили по СУГам, направление экспорта газового конденсата в долгосрочной перспективе будет сомнительным в связи с появлением альтернативных поставок из США и Австралии. Поэтому обнуление экспортных пошлин и манипуляции с фискальными выплатами по ГК - это промежуточное решение и отсутствие долгосрочной стратегии по его переработке на территории РФ».

Изобретение относится к способам переработки газовых конденсатов и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности. Изобретение направлено на увеличение глубины переработки газовых конденсатов и повышение качества целевых продуктов. Способ переработки газовых конденсатов заключается в стабилизации нестабильного газового конденсата, отбензинивании газов стабилизации с получением широкой фракции легких углеводородов, атмосферной перегонке стабильного газового конденсата, гидроочистке полученных фракций, разделении продуктов гидроочистки на фракции н.к. - 70, 70-180, 180-350°С с последующим каталитическим риформингом фракции 70-180°С. Гидроочищенную фракцию н.к. - 70°С подвергают изомеризации, а широкую фракцию легких углеводородов - ароматизации с получением компонентов высокооктанового бензина. Остаток атмосферной перегонки подвергают каталитическому крекингу. Технический результат - повышение качества целевых продуктов, увеличение глубины переработки газового конденсата до 95-96%. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтепереработки, в частности к способу переработки газовых конденсатов. Известен способ переработки газового конденсата, включающий стабилизацию нестабильного газового конденсата, отбензинивание газов стабилизации с получением широкой фракции легких углеводородов и фракционирования стабильного конденсата на бензиновую, дизельную фракции и остаток [Газовая промышленность. Серия: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. Обзорная информация. М., ВНИИЭГазпром, - 1987-, выпуск 12, с. 8 - 11]. Недостатком этого способа являются низкая глубина переработки газового конденсата, выработка низкооктанового бензина, использование остатков от перегонки лишь в качестве котельного топлива. При этом большое количество широкой фракции легких углеводородов (сжиженный газ) используют неэффективно или сжигают. Наиболее близким к предлагаемому способу является способ переработки газового конденсата, включающий стабилизацию нестабильного газового конденсата, отбензинивание газов стабилизации с получением широкой фракции легких углеводородов, атмосферную перегонку стабильного газового конденсата с получением сжиженных газов, фракций н. к. - 230, 230 - 350 o C и остатка выше 350 o C. Фракции н.к. - 230 и 230 - 350 o C смешивают и направляют на гидроочистку, а остаток атмосферной перегонки используют в качестве котельного топлива. Продукты гидроочистки разделяют на фракции н.к. - 62, 62 - 180, 180 - 350 o C. Бензиновую фракцию 62 - 180 o C подвергают каталитическому риформингу, дизельную фракцию 180 - 350 o C используют в качестве дизельного топлива, а фракцию н.к. - 62 o C используют в качестве компонента автомобильного бензина [Рудин М. М. "Сб. Проблемы комплексного освоения Астраханского газоконденсатного месторождения." М., ВНИИЭГазпром, 1987, с. 207 - 208 (прототип)]. Недостатками этого способа являются выработка низкооктанового бензина, летнего дизельного топлива с высоким содержанием серы, получение большого количества сжиженных газов, имеющих ограниченный спрос, и низкая глубина переработки газового конденсата. Изобретение направлено на повышение качества целевых продуктов и увеличение глубины переработки газового конденсата. Это достигается тем, что в способе переработки газовых конденсатов, включающем стабилизацию нестабильного газового конденсата, отбензинивание газов стабилизации с получением широкой фракции легких углеводородов, атмосферную перегонку стабильного газового конденсата, гидроочистку полученных фракций, разделение продуктов гидроочистки на фракции с последующим каталитическим риформингом, продукты гидроочистки разделяют на фракции н.к. - 70, 70 - 180 и 180 - 350 o C с последующим каталитическим риформингом фракции 70 - 180 o C, гидроочищенную фракцию н. к. - 70 o C подвергают изомеризации, а широкую фракцию легких углеводородов - ароматизации с получением компонентов высокооктанового бензина, при этом остаток атмосферной перегонки подвергают каталитическому крекингу. В составе газовых конденсатов содержится значительное количество газообразных компонентов, что в корне отличает их от обычного нефтяного сырья. Включение в число стадий заявляемого способа операции ароматизации широкой фракции легких углеводородов с получением ароматического концентрата позволяет утилизировать большой избыток сжиженных газов и получить высокооктановый компонент автобензина. Другим отличием газовых конденсатов от обычных нефтей является высокое содержание в стабильном газовом конденсате углеводородов C5-C6 (фракция н.к. - 70 o C), которая в 3-6 раз выше их содержания в нефтях, например в товарной западно-сибирской нефти. Таким образом, при переработке газовых конденсатов появляются значительные ресурсы этих углеводородов, обладающих невысокими актановыми характеристиками (для фракции н.к. - 70 o C октановое число по моторному методу составляет 62 - 67). При переработке обычных нефтей для получения товарного автобензина фракцию н.к. - 70 o C смешивают с продуктом каталитического риформинга фракции 70 - 180 o C, что несколько снижает октановое число последнего. Однако при переработке по этой схеме газовых конденсатов снижение октанового числа является гораздо более значительным из-за большего количества фракции н.к. - 70 o C, поступающей на смешение с продуктом каталитического риформинга фракции 70 - 180 o C. По известному способу возможно получение лишь низкооктановых бензинов (октановое число по моторному методу 76 - 79). Включение в число стадий заявляемого способа операции изомеризации фракции н.к. - 70 o C позволяет значительно повысить ее октановую характеристику при небольших потерях (октановое число по моторному методу 82 - 83) и получить высокооктановый компонент бензина. Остатки от перегонки газовых конденсатов обладают низкой коксуемостью, низким содержанием металлов, благоприятным для процесса каталитического крекинга составом, выгодно отличающими их от остатков перегонки обычных нефтей. В большинстве случаев остатки от перегонки газовых конденсатов приближаются по свойствам к вакуумным газойлям обычных нефтей, но для их получения не требуется вакуумная перегонка. Использование этих остатков в качестве сырья каталитического крекинга значительно увеличивает выработку компонентов автобензина и дизельного топлива, позволяет резко повысить глубину переработки углеводородного сырья. Таким образом, переработка газовых конденсатов предлагаемым способом позволит наиболее оптимально использовать ресурсы природного сырья. На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемого способа переработки газового конденсата. Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. Нестабильный газовый конденсат (сырье) подвергают стабилизации (1) в стабилизационной колонне. Газы стабилизации очищают (2) от сернистых соединений и отбензинивают методом масляной абсорбции с получением топливного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Атмосферную перегонку (3) стабильного конденсата проводят в ректификационной колонне с получением фракций н. к. - 230, 230 - 350 o C и остатка, выкипающего выше 350 o C. Смесь фракций н. к. - 230 и 230 - 350 o C подвергают гидроочистке (4) при давлении 2,3 - 3,5 МПа и температуре 310 - 380 o C. Из продуктов гидроочистки в колонне вторичной перегонки (5) выделяют фракции н.к. - 70, 70 - 180, 180 - 350 o C. Фракцию н. к. - 70 o C подвергают изомеризации (6) при давлении 2,0 МПа, температуре 270 o C в среде водородсодержащего газа, объемной скорости подачи сырья 1,5 ч -1 на катализаторе, содержащем 0,28 - 0,32% платины с получением компонента высокооктанового автобензина. Широкую фракцию легких углеводородов подвергают ароматизации (7) на высокремнистом цеолитном катализаторе, содержащем элементы VIII, IIB, IIIB групп, при давлении 0,3 - 0,7 МПа, температуре 500 - 600 o C, объемной скорости подачи сырья 1,5 - 2,0 ч -1 с получением концентрата ароматических углеводородов, который разделяют (8) на фракции н.к. - 85 o C и 85 - к.к. Гидроочищенную бензиновую фракцию 70 - 180 o C направляют на каталитический риформинг (9) в среде водородсодержащего газа при давлении 2,0 - 2,2 МПа, температуре 480 - 490 o C на катализаторах, содержащих 0,33 - 0,52% платины, 0,03 - 0,08% вольфрама, 0,01 - 0,02% рения, 0,28 - 0,32% фтора, с получением компонента бензина и компонента широкой фракции легких углеводородов, который смешивают с сырьем стадии 7. Каталитический крекинг (10) остатка от перегонки газового конденсата, выкипающего выше 350 o C, проводят в псевдоожиженном слое цеолитсодержащего катализатора при температуре 500 - 510 o C, давлении 0,09 - 0,10 МПа. Продукты крекинга разделяют во фракционирующей колонне на сухой и сжиженный газ (компонент широкой фракции легких углеводородов, поступающий на стадию 2), бензин (фракция н.к. - 195 o C), легкий каталитический газойль (фракция 195 - 350 o C) и тяжелый каталитический газойль (фракция выше 350 o). Легкий каталитический газойль подают на гидрочистку в смеси с дизельными фракциями со стадии атмосферной перегонки (3). Целевые продукты получают следующим образом. Смешивают (11) в балансовом соотношении продукт изомеризации (9) фракции н.к. - 70 o C, фракцию 85 - к.к. продукта ароматизации (7) широкой фракции легких углеводородов, продукт каталитического риформинга (6) фракции 70 - 180 o C, бензиновую фракцию каталитического крекинга (10) и получают высокооктановый автобензин с октановым числом 94 - 97 по исследовательскому методу. В качестве товарного малосернистого дизельного топлива используют гидроочищенную фракцию 180 - 350 o C. Тяжелый газойль каталитического крекинга используют в качестве товарного топочного мазута или его компонента. Фракцию н.к. - 85 o C со стадии разделения продуктов ароматизации широкой фракции легких углеводородов (8) направляют на получение бензола. Для сравнения предлагаемого способа со способом-прототипом проведены эксперименты, результаты которых представлены примерами и таблицами. Пример 1 (прототип). Нестабильный карачаганакский газовый конденсат, характеристика которого приведена в табл.1, подвергают стабилизации в аппарате колонного типа при давлении 1,1 - 1,2 МПа, температуре на входе в колонну стабилизации 120 - 125 o C, низа колонны 220 - 225 o C. Газы стабилизации направляют на очистку от сернистых и других кислых соединений раствором диэтаноламина, затем на отделение широкой фракции легких углеводородов (отбензинивание) методом масляной абсорбции при давлении 0,5 МПа, температуре верха абсорбера 55 - 60 o C. Очищенную широкую фракцию легких углеводородов используют для получения товарной смеси пропана и бутана и технического бутана. Стабильный конденсат перегоняют в атмосферной колонне при давлении 0,15 - 0,17 МПа с получением сжиженного газа, поступающего на стадию очистки и получения широкой фракции легких углеводородов, фракций н.к. - 230, 230 - 350 o C и остатка, выкипающего выше 350 o C. Фракции н.к. - 230 и 230 - 350 o C смешивают и подвергают гидроочистке на алюмокобальтмолибденовом катализаторе при температуре 330 - 380 o C, давлении 3,2 - 3,5 МПа, объемной скорости подачи сырья 3,5 - 4 ч -1 . Продукт гидроочистки разделяют в колонне вторичной перегонки при давлении 0,15 - 0,17 МПа на фракции н.к. - 70, 70 - 180, 180 - 350 o C. Фракцию н.к. - 70 o C используют как компонент бензина (октановое число по моторному методу 62,2). Фракцию 70 - 180 o C подвергают каталитическому риформингу для повышения ее октанового числа. Риформинг проводят в среде водородсодержащего газа при 480 - 490 o C, давлении 2 - 2,2 МПа, объемной скорости подачи сырья 1,5 ч -1 на катализаторах, содержащих 0,33 - 0,52% платины, 0,03 - 0,08% вольфрама, 0,01 - 0,02% рения, 0,28 - 0,32% фтора, и получают компонент автобензина с октановым числом 83 - 84 по моторному методу, рефлюкс, поступающий на смешение с очищенной широкой фракцией легких углеводородов, и сухой газ. Гидроочищенную фракцию н.к. - 70 o C и стабильный продукт каталитического риформинга смешивают в балансовом соотношении и получают бензин с октановым числом 79,4 по моторному методу. В качестве товарного дизельного топлива используют гидроочищенную фракцию 180 - 350 o C, содержание серы в которой составляет 0,37%. Товарный топочный мазут получают смешением остатка атмосферной перегонки, выкипающего выше 350 o C, с частью негидроочищенной фракции 230 - 350 o C в соотношении 9:1. Выход товарного автобензина марки А-76 составляет 27,8%, товарного дизельного топлива - 26,8 мас.% от нестабильного конденсата. Глубина переработки стабильного конденсата составляет 73%. Материальный баланс процесса приведен в табл. 2. Пример 2 (предлагаемый способ). Нестабильный карачаганакский газовый конденсат, характеристика которого приведена в табл. 1, подвергают стабилизации с последующей очисткой газов стабилизации выделением широкой фракции легких углеводородов, атмосферной перегонке, гидроочистке полученных фракций и разделению гидрогенизата на фракции н.к. - 70, 70 - 180 и 180 - 350 o C в условиях примера 1. Фракцию н.к. - 70 o C направляют на изомеризацию в присутствии водородсодержащего газа при давлении 2,0 МПа, температуре 270 o C, объемной скорости подачи сырья 1,5 ч -1 на катализаторе, содержащем 0,28 - 0,32% платины. Продукт изомеризации стабилизируют с получением компонента автобензина с октановым числом по моторному методу 82,5 - 83. Фракцию 70 - 180 o C направляют на каталитический риформинг, который проводят в условиях примера 1, с получением компонента бензина с октановым числом по моторному методу 83 - 84, компонента широкой фракции легких углеводородов (рефлюкс) и сухой газ. Очищенную широкую фракцию легких углеводородов подвергают ароматизации, которую проводят на высокремнистом цеолитном катализаторе, содержащем элементы VIII, IIB, IIIB групп, при давлении 0,3-0,7 МПа, температуре 500-600 o C, объемной скорости подачи сырья 1,5 ч -1 . Полученный продукт разделяют в сепараторах и стабилизационной колонне с выделением концентрата ароматических углеводородов и сухого газа. Концентрат ароматических углеводородов разделяют в отдельной колонне на фракции н.к. - 85 o C и 85 - к.к. Фракцию 85 - к.к. используют в качестве высокооктанового компонента бензина с октановым числом по моторному методу 101-102, а фракцию н.к. - 85 o C - для получения товарного бензола. Остаток атмосферной перегонки стабильного конденсата подают на каталитический крекинг, который проводят в псевдоожиженном слое цеолитсодержащего катализатора при давлении 0,09-0,10 МПа, температуре 500-510 o C. Продукты крекинга разделяют на сухой газ, сжиженный газ, бензиновую фракцию н.к. - 195 o C, легкий каталитический газойль (фракция 195-350 o C - компонент сырья газоочистки) и тяжелый каталитический газойль (остаток, выкипающий выше 350 o C). Бензиновая фракция является компонентом товарного бензина (октановое число по моторному методу 80). Для получения товарного автобензина с октановым числом 86 по моторному методу смешивают в балансовом соотношении продукт изомеризации, фракцию 85 - к.к. со стадии разделения продукта ароматизации широкой фракции легких углеводородов, стабильный продукт каталитического риформинга и бензиновую фракцию каталитического крекинга. Товарное дизельное топливо с содержанием серы 0,05% получают со стадии вторичной перегонки продуктов гидроочистки (фракция 180-350 o C). Тяжелый газойль каталитического крекинга используют в качестве компонента товарного топочного мазута. Фракцию н.к. - 85 o C со стадии ароматизации широкой фракции легких углеводородов направляют на получение бензола. Выход товарного бензина с октановым числом 95 по исследовательскому методу (86 по моторному методу) составляет 44,8, товарного дизельного топлива 32,1 мас. % от сырья. Глубина переработки стабильного конденсата составляет 95,2%. В табл. 2 приведен материальный баланс переработки нестабильного газового конденсата по известному (пример 1) и предлагаемому (пример 2) способам. Как видно из таблицы, по предлагаемому способу выработка более качественного бензина на 17%, дизельного топлива на 5,3% выше, а топочного мазута на 18,5% ниже, чем по известному способу. Кроме того, результаты экспериментов показывают, что предлагаемый способ по сравнению с прототипом позволит повысить октановое число автобензина на 7 пунктов, снизить содержание серы в товарном дизельном топливе до величины 0,05 - 0,1 мас.%. Таким образом, предлагаемый способ позволит повысить качество целевых продуктов и увеличить глубину переработки газового конденсата до 95 - 96%.

Формула изобретения

Способ переработки газовых конденсатов, включающий стабилизацию нестабильного газового конденсата, отбензинивание газов стабилизации с получением широкой фракции легких углеводородов, атмосферную перегонку стабильного газового конденсата, гидроочистку полученных фракций, разделение продуктов гидроочистки на фракции с последующим каталитическим риформингом, отличающийся тем, что продукты гидроочистки разделяют на фракции н.к. - 70, 70 - 180 и 180 - 350 o С с последующим каталитическим риформингом фракции 70 - 180 o С, гидроочищенную фракцию н.к. - 70 o С подвергают изомеризации, а широкую фракцию легких углеводородов - ароматизации с получением компонентов высокооктанового бензина, при этом остаток атмосферной перегонки подвергают каталитическому крекингу.

Изобретение относится к комплексному способу превращения углеводородных фракций, происходящих из нефти, в смеси углеводородов, обладающие высоким топливным качеством, включающему следующие стадии: 1) проведение крекинга с псевдоожиженным катализатором (КПК) углеводородной фракции с получением смеси, содержащей легкий рецикловый газойль (ЛРГ); 2) разделение смеси, полученной на предшествующей стадии КПК, с целью выделения по меньшей мере одной фракции ЛРГ и фракции тяжелого рециклового газойля (ТРГ); 3) повторную подачу по меньшей мере части фракции ТРГ на стадию КПК; 4) проведение гидроочистки фракции ЛРГ; 5) проведение реакции продукта, полученного на стадии (4), с водородом, в присутствии каталитической системы, включающей: а) один или более металлов, выбранных из Pt, Pd, Ir, Ru, Rh и Re; b) алюмосиликат кислой природы, выбранный из цеолита, принадлежащего к семейству MTW, и полностью аморфного микро-мезопористого алюмосиликата, имеющего мольное соотношение SiO2/Al2O3 в диапазоне от 30 до 500, площадь поверхности более чем 500 м2/г, объем пор в диапазоне от 0,3 до 1,3 мл/г, средний диаметр пор менее 40 А, при этом стадию крекинга с псевдоожиженным катализатором проводят при температуре в диапазоне от 490 до 530°С; и на стадии крекинга с псевдоожиженным катализатором температура предварительного нагрева питающего потока находится в диапазоне от 240 до 350°С

Изобретение относится к способам переработки газовых конденсатов и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности