Получение синтетического каучука

Мировые мощности по производству изопренового каучука достигли 1,3 млн. т/год [3].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технологическая часть

 

1. Физико-химические характеристики нефти месторождения Карачаганак

 

Район Карачаганака, открытого в 1988 года, перспективен на нефтегазонакопление. В настоящее время месторождение разрабатывается на газоконденсат и природный газ. Продуктивные горизонты залегают на глубинах более чем 3700 м (пермские в интервале 3700—4500 м, каменноугольные — 4500—5300 м). Этажи продуктивности достигают 850 м и более. Коллекторами являются каменноугольные и нижнепермские известняки. По данным геофизических исследований и лабораторных определений, открытая пористость карбонатных коллекторов составляет 2—10 %, а в отдельных интервалах — 14 % и более. Пластовое давление 505 атм. Пластовая температура на глубине 3937 м достигает 95 °С, на глубине 4050 м — 98 °С.

Приток газа составляет от 26 до 954 тыс. м3/сут, конденсата — от 22 до 1300 мᶟ/сут. Выход сырого конденсата колеблется от 416 до 992 см3/м3, достигая иногда 2108 см3/м3, плотность конденсата 0,623—0,792, в конденсате содержится до 6 % сероводорода и 1—2 % углекислого газа. Извлекаемые запасы газа конденсата по категории A+B+Ciсоставляет 189,22 млн т. Состав газа и конденсата при режиме сепарации при Р=90 атм., Т=15 °С приведен в таблице1. Плотность газа при этом равнялась 0,888 г/л, конденсата — 0,623 г/см3.

Таблица 6

  Состав газа и конденсата, %

 

Компоненты	Газ	Конденсат
Сероводород	3,26	2,29
Азот	0,73	0,07
Углекислый газ	4,87	0,85
Метан	86,78	2,74
Этан	5,50	3,37
Пропан	1,78	6,66
Изобутан	0,26	2,07
Бутан	0,43	5,71
Изопентан	0,15	4,64
к-Пентан	0,13	5,41
Гексан	0,03	14,02
Гептан	—	18,67
Октан	—	11,80
Нонан	—	15,00
Декан	—	6,7

 

Таблица 7

Состав пластового газа, %

 

		Скважина № 2
Компоненты		3777—3797 м		4114—4126 м		4154—4343 м		Газ сепарации
		1	2	1	2	1	2
СН4		74,60	26,41	72,62	16,45	73,80	20,35	78,96—80,86
С2Н6		6,43	5,15	5,57	6,85	6,40	5,35	5,4—6,54 '
С3Н8		2,46	5,93	2,96	6,30	2,60	4,85	2,13—2,68
изо-C4H1O		0,49	1,80	0,62	1,49	0,46	1,48	0,32—0,52
н-С4Н10		0,86	4,30	1,28	2,89	0,91	3,46	0,54—1,10
изо-С5Н12		—	—	—	—	—	—	0,17—0,32
н-С5Н12		5,36	59,48	6,41	57,6	7,18	56,82	0,13—0,21
С6 + высшие		—	—	—	—	—	—	0,07—0,26
N2		0,59	0,06	1,0	0,37	0,71	—	0,64—1,17
С02		5,82	3,78	5,44	3,13	5,28	2,89	5,6—6,0
Н2		3,30	3,09	4,01	4,92	3,66	4,80	3,42—3,91
Всего	100,00		100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100 - 100

 

Продолжение таблица 7

 

Скважина № 1					Скважина № 19
4427—4543 м		4734—4762,	4698-4728 м	Газ сепарации	4870—4965 м		Газ сепарации
1	2	1	1 2		1	2
71,85	21,59	70,38	19,70	80,47—79,40	67,96	17,82	79,40
6,59	5,76	6,32	6,72	5,56—6,40	6,24	5,55	6,40
3,24	6,81	2,78	7,88	2,63—2,04	3,06	7,54	2,04
0,77	2,08	0,57	1,73	0,55—0,33	0,72	2,45	0,33
1,38	4,33	0,98	3,59	0,88—0,69	1,46	4,80	0,69
—	—	—	—	0,08—0,07	—	—	—
7,62	50,88	8,57	52,11	0,06—0,05	10,26	54,96	0,05
—	—	—	—	0,04	—	—	—
0,67	0,31	0,60	0,30	0,73—0,71	0,63	0,27	0,71
5,20	2,94	6,32	3,89	5,60—6,90	6,24	3,36	6,90
3,68	5,30	3,48	4,08	3,40—3,41	3,39	3,35	3,41
100,00	100,00	100,00	100,00	100,00-100,00	100,00	100,00	100,00

 

Примечание. 1 — пластовый газ, 2 — сырой конденсат.

 

При давлении сепарации 80 атм. температура +5 °С, температура и начала кипения конденсата 36 °С. Фракционный состав следующий (°С): н. к.—36; 10

% — 93; 20 % — 116; 30 % — 137; 40 % —162; 50%—94; 60 % — 230 ; 70 % — 267; 80 % — 285. 

Результаты исследований на газоконденсатность приведены в таблице8. Исследования проводились на большой сепарационной установке с производительностью 2 млн м3/сут по газу и 1400 м3/сут по жидкости. Рабочее давление 10 мПа, температура 44 °С.

Физико-химические характеристики и потенциальное содержание фракций в нефти даны в табл. 11-14.

 

Таблица 8

Характеристика бензиновых фракций, выкипающих до 200°С, нефти из скважины № 15

 

Температураpa отбора, °С	Выход, %		Фракционный состав, °С, при					Кислотность, мг КОН на 100 мл	Содержание —
			н. к.	10	50	90	98
Н. к,—62	3,25	0,6495	—	—	—	—	—	2,16	0,003
Н. к.—85	8,3	0,6692	—	—	—	—	—	—	—
Н. к,—100	12,5	0,6818	30	45	80	98	102	2,18	0,012
Н. к.—120	18,1	0,6994	50	65	90	115	120	—	—
Н. к,—150	25,6	0,7058	50	74	100	135	155	2,74	0,024
Н. к,—180	33,1	0,7303	55	75	125	164	182	—	—
Н. к,—200	37,5	0,7366	60	90	135	190	194	6,66	0,024

 

Таблица 9

Потенциальное содержание фракций в нефти

 

Температура выкипания, °С	Выход на нефть, %
	фракции	суммарный
н. к.—62	3,25	3,25
62—95	7,6	10,85
95—122	10,6	. 21,46
122—150	7,4	28,86
150—200	11,90	40,75
200—280	13,45	54,20
280—350	8,75	62,95
350—400	10,0	72,95
400—450	9,02	81,97
Выше 450	18,03	100

 

 

Таблица 10

Характеристики керосиновых дистиллятов

 

Температура выкипания, °С	Выход на нефть, %		Фракционный состав, °С, при				Вязкость, мм2/с, при		Температура, °С			Содержание серы, %	Анилиновая точка, °С	Высота некоптящей пламени,
			н.к.	10%		50 %	20°С	50°С	помутнения	застывания	вспышки
Нефть из скважины № 14
150—280	21,5	0,8079	150		188	205	2,06	1,28		-60	66	0,507	73	21,8
150—320	28,3	0,8177	160		190	235	2,67	1,55	-42	-50	80	0,562	67	20,3
Нефть из скважины № 15
150—280	26,9	0,7930	150		164	188	1,62	1,06	-55	-60	55	0,065	60	24