1. Требования к нефтям перед дальним транспортом. Основные этапы подготовки нефти.

Требования к нефтям перед трансп. Основные этапы подготовки н на промысле.

2этапа:

1. Промысловая подг-ка н-ти

2. Подгот-ка н-ти на НПЗ

В задачу подг-ки на этих этапах входит удаление из нефти примесей, к-ые выходят из скважины вместе с нефтью: попут-ого нефт.газа, пластовой воды, мин.примесей и мех.прим-ей.

Сырая нефть сод-ит:

1. попутн.нефт.газ.его кол-во зав-ит от типа месторождения, глубины пласта, технол-ии добычи и опр-ся газовым фактором – кол-во м³газа, выделяемое при добыче 1 т.нефти.(10-300)

2. пластовая вода; её сод-ие колеблется от 5 до 90%, наз-ся обводненностью скважины. Чем старее скважина тем >воды.

3. соли, мин.примеси, к-ые представлены карбонатами, сульфатами, хлоридами Na, Ca, Mg, Cu и т.д. (30 ме). Их кол-во достигает 2,5 тыс мг/дм³ и >. Их сод-ие наз-ся засоленностью воды, т.к большинство растворены в ней.

4. мех.примеси предст-ны частицами песка, глины, окалины(пр-кт коррозии) до 1% масс.

Такую нефть нельзя транспортировать и пререраб-ть на НПЗ без тщат-ой подгот-ки по след.прич-ам:

1. высокое содержание раствор-его газа отриц – но:

• увел-ся днп н-ти, что снижает безопасность эксплуатации нефт-ов

• ув-ся потери лёгких компон-ов нефти(при транспорте нефти с допустимым днп потери сост-ют от2 – 4% масс.)

• лёгкие комп-ты попутного нефт-ого газа ухудшают ректификацию нефти

остаточное кол-во раств-ого газа в нефти нормир-ся ч/з днп нефти

2. присут-ие пласт-ой воды в нефти отриц-но:

   • увел-ся энергозатраты на испарение и конденсацию воды

   • увел-ся транспортные расходы на перекачку нефти (увел-ся вязкость нефти)

   • ув-ся давление в нефтеперегонном оборудовании за счёт давлен. вод. пара. Что требует увелич. толщины стенок оброуд-ия.

3. из мин.солей наиб.опасны хлориды Ме, т.к.при повышенных t-ах в прис-вии воды они подвергаются гидрол-у с образ-ем хлороводородной к-ты (НСL) СаСl₂+2H₂OCa(OH)₂+2HCl. При перераб-ке сернистых(высокосернистых) нефтей совместное присутствие Н₂S и НCL приводит к разрушению стального обор-ия, т.к. протекает цепная реакция:

Fe+ H₂S FeS+ Н_{2 цепная реакция}

FeS+2 HCl FeCl₂+H₂S

4. содержание мех.примесей отрицательно в нефтях, так как они:

• способствуют стабилизации нефтяной эмульсии, что ведёт к потере нефти со сточными водами

• вызывают износ труб, откладываются в изгибах оборудования, нарушая гидродинамику потока

• выводит из строя центробежные насосы.

Ввиду этих причин сырая нефть подвергается промысловой подг-ке.

Основные этапы подготовки нефти на промысле.

Подготовка идёт в несколько этапов:

1. Разгазирование нефти. Сырая нефть из группы скважин поступаетет в аппараты –ТРАП(газосепараторы), где за счёт последовательного снижения давления попутный нефт.газ отделяется от жидкости. После трапов содержание растворённых газов не превышает 4%масс. В ТРАПах также идёт отстой от мех. прим.и частично воды.

Разгазирование проводится на блоках ДНС (дожимные насосные станции), которые состоят из сепараторов и отстойников. Попутный газ на установки подготовки газа. Жидкость, выходящая с трапа – водонефтяная эмульсия.

2. обезвоживание и обессоливание нефти остается на установках подготовки нефти – УПН. В основе лежит способ разрушения водонефтяной эмульсии Обезвоживание и обессоливание нефтей (термический, термохимический и электрический).

3.стабилизация нефтей. Применима для лёгких нефтей с повышенным содержанием растворённого газа. Для большинства нефтей стабилизация организована на НПЗ.

4.сортировка нефтей , учёт, оценка качества. На нефть выдают паспорт. После 4 этапов нефть становится товарной. В соответствии с ГОСТом Р-51858 - 2002 нефть имеет тов. индекс. Каждая цифра индекса соответствует определенному показателю:

Класс (по содержанию серы) Тип (по плотности) Группа Вид

Класс нефти определяется в соответствии с массовой долей серы.

1. малосернистая (S до 0,6)

2. сернистая (0,61-1,8)

3. высокосернистая (1,81-3,5)

4. особо высокосернистая (3,51 и >)

Тип нефти определяется по плотности нефти

1. особо легкая нефть ( до 830 кг/м3)

2. легкая нефть (830,1-850)

3. средняя нефть (850,1-870)

4. тяжелая нефть (870,1-895)

5. битуминозная нефть (выше 895)

Группа нефти определяется по степени промысловой подготовки, их 3.

Показатель	Нормы для групп
	1	2	3
Массовая доля воды не более	0,5	0,5	1
Кон-ия хлористых солей мг/л <	100	300	900
Массовая доля мех примесей <	0,05	0,05	0,05
ДНП, кПа 38С <	66,7	66,7	66,7
Сод-ие хлор-орг. Соеди нений, ppm	Не более 10 ppm

Вид нефти. Определяется массовая доля Н₂S и меркаптановой серы. (RSH), млн^-1 (ppm).

показатель	Норма для вида.
	1	2	3
Н2S ppm, не более	20	50	100
Масс. Доля СН3SН и С2Н5SН, ppm, не более	40	60	100