Нефть. Основы

С позиции химии нефть – сложная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов.

По химическому составу нефти различных месторождений сильно различаются. Поэтому, говоря о химическом составе нефти, мы можем рассматривать только «среднестатистическую» нефть.

Нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывно кипящую смесь углеводородов и гетероатомных соединений. Нефть нельзя методом перегонки разделить на индивидуальные соединения со строго определенной t_кип (при P=1 атм).

В промышленности принято разделять нефть путем перегонки на некоторые продукты, являющиеся непрерывной смесью органических соединений с близкими t_кип. Каждая из этих смесей является менее сложной, чем исходная нефть. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами.

Нефть и ее фракции характеризуются не t_кип , а температурными пределами начала кипения (н.к.) и конца кипения (к.к). Фракционный состав нефти определяют на стандартных перегонных аппаратах. По результатам фракционирования строят кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах Т – выход фракций в % масс (или % v). До 200⁰С отбор фракций проводят при атмосферном давлении, для более высококипящих – под вакуумом во избежании термического разложения. До 300⁰С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к.к. 475-500⁰С. Фракционный состав нефтей и газоконденсатов показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов: бензинов, РТ и ДТ, смазочных масел. Для всех этих нефтепродуктов ГОСТами нормируется фракционный состав.

Нефти различных месторождений значительно отличаются по фракционному составу. Большинство нефтей содержит: 15-20% бензиновых фракций, выкипающих до 180⁰С; 45-55% фракций, перегоняющихся до 300-350⁰С (светлые фракции, включая 15-20% бензинов).

Подготовка нефти

Добываемая из нефтепромысловых скважин нефть, содержит: газ, пластовую воду, минеральные соли и механические примеси. Попутный газ растворенный в нефти содержится в ней в количестве от 10 до 300 м³/т нефти. Он называется газовым фактором скважины.

Нефть приготавливается к переработке в два этапа – на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит удаление от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею: попутного нефтяного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Содержание пластовой воды в нефти колеблется от 5 до 90% на нефть и называется обводненностью скважины. Причем чем больше эксплуатируется скважина, тем больше воды содержит добываемая нефть в виде эмульсии.

Пластовая вода сильно минерализирована. В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мг/л.

Механические примеси (до 1% на нефть) состоят из песчинок, пластовой породы, кристалликов минеральных солей, окалины и др.

Все перечисленные примеси являются балластными компонентами нефти, ухудшают ее качество и подлежат удалению. Такую «сырую» нефть нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной подготовки по следующим причинам:

1) высокое содержание растворенного газа в нефти отрицательно в ввиду того, что:

а) увеличивается давление насыщенных паров нефти (Р_н.к.), что снижает безопасность эксплуатации нефтепроводов;

б) увеличиваются потери легких компонентов нефти (при транспорте даже с допустимым Р_н.n. потери нефти составляют 2-4% нас.;

в) легкие компоненты попутного газа (С₂-С₄) ухудшают ректификацию нефти.

2) Присутствие пластовой воды в нефти удорожает ее транспортировку по трубопроводам (увеличивается вязкость нефти) и увеличивает энергозатраты на ее испарение и конденсацию при переработке.

3) Наличие в нефти минеральных солей (особенно хлоридов Ca, Mg, Na и др.) придает ей высокие коррозионноактивные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100⁰С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:

4) При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплоотдачи.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. Используется герметизированная схема сбора и подготовки нефти, включающая следующие этапы:

1. Разгазирование нефти (дегазация). Попутный нефтяной газ отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5-1,5% углеводородов до бутана включительно.

Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти

2. Обезвоживание и обессоливание (установки подготовки нефти). В основе процесса обезвоживания и обессоливания лежит разрушение (дестабилизация нефтяных эмульсий), образующихся в результате контакта нефти с водой, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления.

3. Стабилизация нефти (при высоком давлении растворенного газа).

4. Сортировка и смешение нефти. Оценка качества нефти.

На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в количестве до 4 % мас. В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппара­ты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обез­воживания, обессоливания и стабилизации.