В настоящее время газовый конденсат играет всё большую роль в российской и мировой топливной экономике. Применение эффективных технологий позволяет увеличить отбор светлых нефтепродуктов, тем самым нарастить производство автомобильных бензинов, авиационного керосина, дизельного топлива и сжиженных углеводородных газов и получить дополнительную прибыль.

С 2008 года на ЗПКТ поступает тяжелый для добычи и переработки ачимовский газовый конденсат. О том, что это такое и как работать с этим сырьем, расскажет следующий материал.

Первую разведывательную скважину Уренгойского месторождения пробурила в 1966 году бригада Владимира Полупанова. А с 70-х годов началась активная разработка недр самого крупного в России нефтегазоконденсатного месторождения.

Первый газ был получен от сеноманской свиты — это легкая смесь углеводородов, основу которой (около 90%) составляет метан. Следующим стали разрабатывать газоконденсатный валанжинский ярус, залегающий на глубине от 1 700 до 3 200 метров. Благодаря интенсивной разведке, ученым-геологам уже тогда было известно об ачимовских залежах, располагающихся на глубине около 4 километров. Однако технологии добычи того времени были недостаточно эффективны и затраты на разработку ачимовских залежей едва покрывались бы прибылью. Проще говоря, не стоила овчинка выделки. Кроме того, запасов сеноманских и валанжинских пластов хватало на развитие экономики в тот период.

В середине 80-х и до начала 90-х годов Большое Уренгойское месторождение давало до 50% всего добываемого газа в стране. Но с начала 90-х недрапользователи стали отмечать снижение количества добываемого сеноманского газа. То же самое вскоре ожидало и валанжинскую залежь, так как каждое месторождение переживает несколько фаз в своей жизни: увеличение, стабилизацию и падение добычи. Складывающаяся обстановка требовала сыграть на опережение для сохранения объемов продукции, поставляемой потребителям. Тогда взоры ученых и практиков вновь обратились к ачимовской свите, где залегали, по предварительным оценкам, 1 триллион кубических метров газа и 400 миллионов тонн газового конденсата.

Большая глубина залегания пласта, аномально высокое давление (около 65 МПа против примерно 25 МПа на валанжинской залежи), высокая температура выхода конденсата (от 105 до 115 градусов Цельсия) — все эти факторы отражаются на разнице в себестоимости добычи валанжинского и ачимовского конденсата. Это также связано с высоким содержанием в сырье ачимовского пласта тяжелых парафинов с высокой температурой застывания. Основная задача при добыче, транспорте и переработке ачимовского конденсата состоит в том, чтобы не допустить осаждения парафинов на стенках трубопроводов и технологическом оборудовании, т. к. содержание тяжелых парафинов с высокой температурой застывания в ачимовском конденсате значительно выше, чем в валанжинском потоке. Требовалась разработка новых технологий добычи ачимовского сырья. И такие технологии были разработаны и впервые внедрены на промыслах Уренгойского месторождения.

В 2008 году заработал первый опытный участок ачимовской залежи — 1А. В следующем году — 2А. На этих объектах опробовали новые технологии. Низкотемпературная сепарация для отделения газа от конденсата, пропорция метанола, подход к транспортировке — всё претерпело изменения. Сейчас готовятся к вводу дополнительные участки для добычи ачимовского углеводородного сырья.

Вопрос о надежности транспортировки ачимовского конденсата от добычного комплекса до ЗПКТ был решен еще на стадии проектирования трубопровода для подачи сырья. Заводских же специалистов интересовали проблемы совмещения существующей и новой технологий, отложения парафинов на технологическом оборудовании, что могло вывести из строя колонное оборудование, межцеховые трубопроводы, а также емкостное оборудование на неопределенное время.

Для решения сложной задачи команда специалистов завода и научно-проектных институтов ВНИПИгаздобыча, ВНИИГАЗ, ТюменНИИГипрогаз провели техническую оценку действующих установок ЗПКТ по приемке валанжинского сырья, чтобы интегрировать поток ачимовского конденсата в условиях действующего производства с минимальными финансовыми затратами. И такое решение было найдено!

Но и после многочисленных проработок оставалось множество опасений. Главное из них — загрязнение трубопроводов илом и песком, поднимающимся из скважин. Необходимо было часто чистить сепарационное оборудование и трубы от этих примесей.

В июле 2008 года ЗПКТ успешно принял и переработал первый ачимовский конденсат. Вначале это были 10−15 тонн/час, но далее, с запуском скважин и новых участков, объемы неуклонно росли, и к 2018 году суммарное количество деэтанизированного ачимовского конденсата на ЗПКТ достигло 4,4 млн тонн. Дальнейшее увеличение объемов связано с разработкой новых лицензионных участков, для чего проводится масштабная работа по расширению и реконструкции действующих мощностей.

Сейчас технология переработки отработана до мелочей и полностью подтвердила свою эффективность. Происходит это следующим образом: в середину ректификационной колонны подается либо смесь валанжинского и ачимовского конденсата, либо только ачимовский конденсат. Пары поднимаются, а сверху подается холодный поток. За счет разности температур и концентраций потоков и происходит разделение газа и конденсата. Простая на словах технология на одной производственной линии включает в себя десятки позиций оборудования и сотни контролирующих датчиков.

Следующим этапом развития для всего газодобывающего и перерабатывающего комплекса стал запуск объектов Альтернативной схемы транспортировки жидких углеводородов. Добывающие предприятия смогли нарастить добычу газа и нефти, а компании перерабатывающего профиля получили дополнительные объемы сырья.