Переработка газового конденсата актуальна на сегодняшний день, так как из него значительно легче извлечь моторные топлива, чем из традиционной нефти. Также газоконденсат содержит меньше нежелательных компонентов, отрицательно влияющих на технологический процесс, и его добыча требует меньше капитальных затрат, нежели нефть, которую со временем добывать становится сложнее [1].
Газовый конденсат начал представлять интерес для экономики относительно недавно, раньше на отдаленных промыслах этот побочный продукт сжигали. Сейчас же газовый конденсат стал ценным сырьем для получения нефтепродуктов. Его суммарная добыча достигает 25-28 млн т/год, по России это составляет примерно 40 г на 1 м3 добываемого газа [4].
Газовый конденсат – природная смесь высококипящих нефтяных углеводородов различного строения, выделяемые при добыче газа на газоконденсатных месторождениях (ГКМ). Также можно встретить такие названия как «газовый бензин», «белая нефть» или «природный газолин».
В «белой нефти» большое содержание бензиновой фракции. Смолисто-асфальтеновые вещества обычной нефти частично растворяются в бензине. А в газовом конденсате асфальтены отсутствуют, а содержание смол незначительно. Оттенок газового конденсата может меняться от светло-желтого до желто-коричневого [2].
Групповой химический состав и содержание общей серы газоконденсатов разных месторождений могут сильно различаться. По содержанию общей серы резко выделяются конденсаты Оренбургского (1,18 % мас.), Астраханского (1,37 % мас.) и Карачаганакского (0,8 % мас.) месторождений [4].
По содержанию хлористых солей, сернистых соединений газовый конденсат подразделяют на группы 1 и 2 в соответствии с ГОСТ Р 54389-2011 [3].
Выделяют два вида газоконденсатов: стабильный и нестабильный. Стабильный – в виде бензино-керосиновых фракций, а иногда и более высокомолекулярных жидких компонентов. В нестабильном газовом конденсате кроме углеводородов С5+ также содержатся газообразные углеводороды – метан-бутановая фракция С1-С4. Нестабильный газовый конденсат могут называть ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и после отделения из нее пропан-бутановой фракции С3-С4 получается собственно газовый конденсат [2].
Газовый конденсат – ценное сырье для нефтяной промышленности. Из него можно получить бензины, реактивные и дизельные топлива. Также он может использоваться в нефтехимической промышленности для выделения высокооктановых компонентов, растворителей, ароматических углеводородов, спиртов, ингибиторов, синтетических волокон и пластмасс.
Технологии выделения бензиновых фракций из газового конденсата не отличаются от тех, которые применяют для переработки нефтяных фракций. Полученный бензин, как и прямогонный бензин нефти, нестабильный и имеет низкую детонационную стойкость, поэтому его необходимо подвергать облагораживанию. Это может быть введение антидетонационных присадок и высокооктановых компонентов (изомеризат или алкилат), добавление бензинов каталитического крекинга и риформинга [2].
Для производства реактивных топлив из газоконденсатов используется фракция с пределами выкипания 135-230 ˚С. При расширении пределов выкипания ухудшаются низкотемпературные свойства топлива и это приводит к необходимости проведения процесса депарафинизации. Таким способом можно получить распространенные марки топлива – ТВ-1 и РТ. Однако при облегчении фракционного состава можно также получить марку топлива Т-2, а при утяжелении – Т-8В [2].
Выход дизельной фракции из газоконденсатов составляет 9-26 %. Для ее производства используются компоненты, выкипающие выше 160 ˚С. Эта фракция имеет высокие температуры застывания и помутнения и может использоваться только в качестве летнего топлива. Для получения зимнего дизельного топлива должна осуществляться депарафинизация. Зимнее дизельное топливо также можно получить изменяя глубину отбора (температуру конца кипения). Фракция с пределами выкипания 150-300 ˚С соответствует требованиям на дизельное топливо зимнее. Фракция 190-350 ºС отвечает требованиям на дизельное топливо летнее. Но если расширять фракционный состав, то качество топлива будет ухудшаться и для его соответствия требованиям стандартов необходимо применение присадок (противоизносных вязкостных, цетаноповышающих присадок, антиокислителей) [2].
Переработка газового конденсата является важной частью всего топливно-энергетического комплекса России, которая определяет эффективность использования природного углеводородного сырья в целом и вносит весомый вклад в удовлетворение потребностей страны в топливном газе для энергетических и коммунально-бытовых нужд, моторных топливах, сырье для нефтехимии и других нефтепродуктах [4].
Учитывая внушительный объем российских запасов, наш базовый сценарий предполагает, что к 2030 году добыча газового конденсата в стране увеличится на 60%, выйдя на отметку около 57 млн тонн в год (1,3 млн барр / сут.), а среднегодовые темпы роста в период с 2020-го по 2030 годы составят 4,3%. В течение ближайшего десятилетия рост будет главным образом обусловлен реализацией плановых или объявленных проектов. Они в основном предполагают освоение более глубоких горизонтов на уже существующих месторождениях, но ожидается и появление ряда новых источников. По имеющимся прогнозам, в вышеуказанный период доля газового конденсата в совокупном объеме российской нефтедобычи (сырая нефть и конденсат) увеличится с 6,8% в 2019 году до 11,3% в 2030 году, а в совокупном объеме нефтедобычи в Западной Сибири – с 8,8% до 13,4%. Следует отметить, что в этом весьма позитивном прогнозе добычи конденсата непосредственно учтено ухудшение общих перспектив расширения в российском секторе природного газа на фоне незначительного роста спроса как на внутреннем рынке, так и на экспортном (по крайней мере, в отношении трубопроводного газа). В то же время перспективы расширения в секторе СПГ в целом более благоприятны.
