Условное обозначение нефтей по ГОСТ 9965 – 76 состоит из трех цифр, соответствующих классу, типу и группе.

На отдельные нефти, обладающие уникальным физикохимическим составом, разрабатываются дополнительные технические условия. К таким нефтям относятся: тенгизская, содержащая сероводород и меркаптаны; нефть для дорожных работ и др.

комплексной подготовки нефти (УКПН), составляющих вместе с промысловыми трубопроводами единую технологическую систему.

Системы сбора нефти на промыслах могут быть самотечные (нефть поступает в сборныерезервуары самотеком, а газ, выделяющийся изнефти подается, компрессором на газоперерабатывающий завод) и напорные, позволяющие транспортировать газонефтяные смеси при помощи насосов

Отделение газа от нефти осуществляютИв сепараторах, в которых может происходить и частичное отделение воды. По конструкции сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные, а по принципу действия – гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др. На рис. 3.1 показана конструкция

нарасстояния7–10км[1].

горизонтального гравитационного газонефтяного сепаратора. Газонефтяная смесь поступает через патрубок 10 и распределительное устройство 9 на наклонные полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости 1. При движении нефти по полкам происходит выделение растворенного газа.

19

Пузырьки выделившегося газа образуют "пену", которая разрушается в пеногасителе 3. Во влагоотделителе 5 газ очищается от капель нефти и через штуцер 4 отводится из аппарата.

СиР бАс.3.1.Гор зонтальныйгравитационный газонефтянойсепаратор: 1 – технологическая емкость; 2 – наклонные полки; 3 –

пеногас тель; 4 – штуцер для выхода газа; 5 – влагоотделитель; 6

– устройство для предотвращения образования воронки; 7 – выход нефти; 8 – люк-лаз; 9 – распределительное устройство; 10

– патру ок ввода газонефтяной смеси

Для повышения эффективности процесса отделения газа от нефти в гидроциклонных Дсепараторах используют эффект центробежной силы. За счет тангенциального ввода газонефтяной смеси в сепаратор она приобретает вращательное движение и под действием центробежной силы нефть прижимается к стенкам, а выделившейся и очищенный от капель нефти газ движется в центре аппарата [1].

Процесс получения товарной нефти включает ее обезвоживание

специальных веществ, разрушающих экранирующую оболочку на поверхности капель воды и препятствующую слипанию капель нефти при столкновении); термические и термохимические воздействия

20

(нагрев нефти перед отстаиванием с возможным добавлением деэмульгаторов); электровоздействия (поляризация капель воды, способствующая их объединению); фильтрацию (для разрушения нестойких эмульсий) и центрифугование (разделение в поле центробежных сил).

Обессоливание нефти – удаление минеральных солей путем смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующ м повторным обезвоживанием.

таб л зац я нефти – отделение легких фракций (пропан-

4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгатора в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Отделившаяся вода подается в нефтеловушки, а выделившийся газ поступает на газобензиновый завод (ГБЗ). Нефть из КССУИвместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. После обессоливания и отделения воды нефть при необходимости может быть направлена из отстойника 5 на дополнительное обессоливание и обезвоживание в электродегидратор 6, а если содержание воды и

21

солей в пределах нормы, то нефть, минуя электродегидратор 6, подается прямо в вакуумный сепаратор 7. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9

выделяется основное количество легких углеводородов. Си

РбАс. 3.2. Пр нципиальная технологическая схема установки комплексной теплохимической подготовки нефти:

1 – КССУ; 2 – сырьевой насос; 3 – пароподогреватель; 4, 5 – отстойники; 6 – электродегидратор; 7 – вакуумный сепаратор; 8 – холодильник; 9 – гидроциклонный сепаратор; 10 – вакуумный компрессор; 11 – резервуар товарной нефти; 12 – установка учета нефти; I – нефть с пластовойДводой и остатками газа; II – газ на газобензиновый завод; III – сухой газ; IV – сжиженный газ; V – газовый бензин; VI – вода и механические примеси на нефтеловушку; VII – деэмульгатор; VIII – горячая, частично обезвоженная вода; IX – пресная, обескислороженная вода; X – газовый конденсат на

ГБЗ; XI – товарная нефтьИ

Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. Деэмульгатор также может вводиться вместе с подачей пресной воды перед отстойником 5. Данной системой предусмотрена очистка сточных вод с последующей подачей их на нагнетательные скважины для закачки в пласт.

22

Прием (сдача) нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам осуществляется партиями. Каждая партия нефти, сдаваемая грузоотправителем для транспортировки, должна соответствовать требованиям к качеству, установленному ГОСТом и ТУ. Нефть не должна содержать свободного газа, что контролируется с помощью средств измерений на приемосдаточных пунктах (ПСП). На П П проводятся следующие операции: измерение объема и массы

природными характеристиками и свойствами: плотность, физикохимический состав, содержание серы, парафина, сероводорода, механических примесей, потенциальный отбор прямогонных фракций – бензиновых (начало кипения – 180 °С), керосиновых (180 – 240 °С), дизельных (240 – 350 °С), потенциальный выход базовых масел и свойства

23

как самой нефти, так и фракций – плотность, температура застывания, октановое и цетановое число, индекс вязкости масляных фракций, коксуемостьит.д.

24

Несмотря на то, что все нефти являются слабо сжимаемыми жидкостями, изменение их плотности при изменении давления все же

Плотномеры. Для определения плотности нефти используют специальные при оры плотномеры, называемые нефтеденсиметрами. Нефтеденсиметр – это при ор, который будучи помещенным в сосуд нефти со свободной поверхностью остается в полупогруженном состоянии, так что поверхность нефти указывает деление шкалы, соответствующее плотности жидкости. Прибор представляет собой запаянный стеклянный баллон, содержащий внутри шкалу с делениями, градуированную в единицах плотности (кг/м3). В нижней части прибора расположен утяжелитель, подобранный таким образом,

чтобы средняя плотность прибораДбыла близка к плотности нефти. Принцип действия плотномера основан на законе Архимеда, согласно которому вес нефти в погруженной части прибора должен быть равен весу самого прибора. Естественно, что в зависимости от плотности нефти, прибор погружается на ту или иную вполне определенную глубину. Нефтеденсиметры выпускаются с делениями шкалы от 0,0005 до 0,005 кг/м3.

И

Вязкость нефти является одной из фундаментальных характеристик этой жидкости. На рис. 3.3 представлен фрагмент потока нефти. Стрелками изображены скорости отдельных слоев течения. Пусть dσ – площадка между соседними слоями нефти. Если ввести ось у, перпендикулярную к этой площадке, то распределение скоростей

25

течения в окрестности рассматриваемой площадки будет иметь вид и = и(у), а разность скоростей соседних слоев жидкости, отнесенная к расстоянию между ними (градиент скорости),

Печерской нефтегазовой провинции (Усинского, Возейского, Харьягинского, Верхневозейского, Ардалинского и др.), имеющие плотность от 812 до 965 кг/м3, по вязкости отличаются гораздо значительней: от 18 до 4600 сСт при температуре 20 °С.

Для измерения вязкости нефти используют специальные приборы, называемые вискозиметрами. Наиболее распространенными являются капиллярные вискозиметры, в частности, вискозиметр Пинкевича (ВПЖ-1 и ВПЖ-2). Принцип действия всех капиллярных вискозиметров основан на определении времени свободного истечения фиксированной порции испытуемой жидкости

26

из камеры прибора через узкую цилиндрическую трубку (капилляр). Чем больше вязкость жидкости, тем дольше длится ее истечение. К приборам прилагаются тарировочные таблицы, которые позволяют пересчитать время истечения жидкости в ее вязкость [1, 5].

уществуют также ротационные вискозиметры, позволяющие Сизмерить не только вязкость нефти, но и некоторые другие ее

свойства. Ротационные вискозиметры представляют собой соосные цилиндр ческ е сосуды, расположенные один внутри другого. Один

из сосудов (внешн й ли внутренний) неподвижен, а другой может вращаться вокруг общей оси. В зазор между сосудами помещают испытуемую ж дкость и приводят один из сосудов во вращение с постоянной угловой скоростью. Для такого вращения необходим определенный момент сил, который определяется специальной механоэлектр ческой системой.

ПриВязкость ν нефтей зависит от температуры T, т.е. ν = v(T). повышен температуры вязкость нефти уменьшается, при

понижен бА– увел ч вается.

Теплоемкость нефтей является особенно важной характеристикой для тех из них, которые можно транспортировать по трубопроводам только с предварительным подогревом. Повышение температуры снижает вязкость нефти (см. рис. 3.4) и позволяет сделать ее пригодной для перекачки. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагреванияДнефти, зависит от ее теплоемкости. Теплоемкостью С вещества, как известно, называется количество теплоты, которое нужно передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1° Цельсия или

Кельвина. Для большинства нефтей теплоемкость С лежит в пределах И

1500 – 2500 Дж/(кг·К) или 350 – 600 кал/(кг·К); 1 кал = 4,1868

Дж.

27

образование паровых пробок в трубопроводах, на значение потерь от испарения при закачке нефти в резервуары и хранении в них, на глубину переработки и выход фракций.

28

присадки на основе сополимера этилена с винилацетатом позволило снизить температуру перекачиваемой нефти от 4 – 6 до минус (8-10) °С [1].

При охлаждении нефти в процессе транспортировки по магистральным нефтепроводам возможно образование пространственной структуры или выпадение в осадок отдельных компонентов, например кристаллов парафинов. Эти явления создают значительные трудности при эксплуатации магистральных трубопроводов и их оборудования, вследствие запа-рафинирования и уменьшения сечения трубопровода, увеличения гидравлического сопротивления, забивания фильтров на нефтеперекачивающих станциях, выпадения осадка в резервуарах и др. Содержание парафина в нефтях отдельных месторождений может достигать 40 %. Скрытая

29

теплота плавления парафинов ориентировочно равна 226 – 230 Дж/(кг·К).

30