- •Федеральное агентство по образованию
- •Нефтегазовый комплекс
- •Тюмень 2013
- •Тема 1. Подготовка нефти и газового конденсата к транспорту и переработке………………………………4
- •Тема 1. Подготовка нефти и газового конденсата к транспорту и переработке
- •1.1. Балластные компоненты нефти
- •1.2. Водонефтяная эмульсия. Методы разрушения
- •1.3. Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть
- •Тип нефти
- •Группа нефти
- •Вид нефти
- •Тема 2. Фракционирование нефти. Определение потенциального выхода фракций
- •2.1.Определение потенциального содержания дистиллятных продуктов перегонки нефти с помощью итк.
- •2.2.Технологическая классификация нефти.
- •Тема 3. Процессы первичной переработки нефти
- •3.1. Первичная перегонка нефти на промышленных установках
- •3.2. Классификация установок первичной перегонки нефти
- •3.3. Продукты первичной перегонки нефти
- •3.4. Установки вакуумной перегонки мазута
- •Тема 4. Основные направления переработки нефти
- •4.1. Выбор варианта переработки нефти
- •Тема 5. Основные свойства природных газов
- •Физические свойства газов
- •Тепловые свойства газов
- •Тема 6. Подготовка и переработка газов
- •Способы очистки и осушки газов Абсорбционный метод. Основы процесса
- •Тема 7. Методы анализа основных показателей качества природного газа Методы газового анализа
- •Отбор и хранение газа для анализа
- •Определение плотности газа
- •Определение влажности газа
- •Определение содержания серы в газе
- •Определение теплоты сгорания газа
- •Литература
1.3. Требования, предъявляемые к нефти перед транспортом. Товарная нефть
В соответствии с ГОСТР51858-2002 условное обозначение товарной нефти, поставляемой в магистральные нефтепроводы, состоит из четырех цифр:
Класс нефти (по содержанию серы).
Тип нефти (по плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций и массовых долей парафина).
Группа нефти (по степени промысловой подготовки).
Вид нефти (по содержанию сероводорода и легких меркаптанов).
По этим признакам регламентированы следующие классификационные нормы:
Класс нефти (по содержанию серы, % мас.):
малосернистая (0,60);
сернистая (0,61-1,80);
высокосернистая (1,81-3,50);
особо высокосернистая (> 3,50).
Тип нефти
Показатель |
0 (особо легкая) |
1 (легкая) |
2 (средняя) |
3 (тяжелая) |
4 (битуминозная) | |||||
Россия |
экспорт |
Россия |
экспорт |
Россия |
экспорт |
Россия |
экспорт |
Россия |
экспорт | |
1. Плотность, кг/м3, при температуре: 200С 150С |
<830,0 <834,5 |
830,1-850,0 834,6-854,4 |
850,1-870,0 854,5-874,4 |
870,1-895,0 874,5-899,3 |
>895,0 >899,3 | |||||
2.Выход фракции, % не менее, при температуре до: 2000С 3000С 3500С |
- - - |
30 52 62 |
- - - |
27 47 57 |
- - - |
21 42 53 |
- - - |
- - - |
- - - |
- - - |
3. Массовая доля парафина, % не более |
- |
6,0 |
- |
6,0 |
- |
6,0 |
- |
- |
- |
- |
Группа нефти
Показатель |
Норма для группы | |||
1 |
2 |
3 | ||
1. Массовая доля воды, % не более |
0,5 |
0,5 |
1,0 | |
2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
300 |
900 | |
Показатель |
1 |
2 |
3 | |
3. Массовая доля механических примесей, % не более |
0,05 |
0,05 |
0,05 | |
4.Давление насыщеных паров, кПа, не более |
66,7 |
66,7 |
66,7 | |
5.Содержание хлорорганических соединений во фракции выкипа-ющей до 204оС, ppm, не более |
10 |
10 |
10 |
Вид нефти
Показатель |
Норма для вида | |
1 |
2
| |
1. Массовая доля сероводорода млн-1 (ррm), не более |
20 |
100
|
2. Массовая доля метил-и этилмеркаптанов, ррm, не более |
40 |
100 |
Тема 2. Фракционирование нефти. Определение потенциального выхода фракций
Нефть и нефтепродукты представляют собой такую сложную смесь углеводородов и неуглеводородных соединений, что обычными методами перегонки их невозможно разделить на индивидуальные соединения.
Как правило, нефти и нефтепродукты разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Такие части принято называть фракциями или дистиллятами. Нефтяные фракции в отличии от индивидуальных соединений не имеют постоянной температуры кипения. Они выкипают в определенных интервалах температур, т.е. имеют температуру начала кипения (н.к.) и температуру конца кипения (к.к.). температура начала и конца кипения зависит от химического состава фракции.
Например: бензиновая фракция – это фракция выкипающая в интервале (28-180)0С. Фракционный состав нефти и нефтепродуктов показывает содержание в них (в объемных или массовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Этот показатель имеет большое практическое значение. По фракционному составу нефти судят о том, какие нефтепродукты и в каких количествах можно из нее выделить.
В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция – тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последней дробной конденсацией образовавшихся паров.
В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта дистилляции нефти:
1. Простая дистилляция, когда образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют, она в свою очередь подразделяется на:
а) перегонка с постепенным испарением (ГОСТ 2177-85);
б) перегонка с однократным испарением (ОИ), при котором при достижении заданной температуры в один прием (однократно) отделяют паровую фазу от жидкой.
Выход (в % мас.) паровой фазы (долю отгона) определяют по формуле:
е = Д / L 100, где Д- выход паровой фазы, % мас.
L- количество сырья, % мас.
Ни постепенным, ни тем более однократным испарением невозможно добиться четкого разделения нефтепродукта на узкие фракции, так как часть высококипящих компонентов переходит в дистиллят, а часть низкокипящих остается в жидкой фазе. Поэтому применяют перегонку с дефлегмацией и ректификацией.
2. Дистилляция с дефлегмацией, когда из образовавшихся при испарении нефти паров конденсируют часть высококипящих фракций, возвращая их в виде жидкой флегмы в кипящую нефть, а оставшиеся пары, обогащенные низкокипящими компонентами, полностью конденсируют.
3. Ректификация – дистилляция с многократно повторяющейся дефлегмацией паров и одновременным испарением низкокипящих компонентов из образующейся флегмы, чем достигают максимальной концентрации низкокипящих фракций в парах до их полной конденсации. Этот метод определения фракционного состава нефти стандартизирован (ГОСТ 11011-85) и выполняется в аппарате для ректификации нефти АРН-2 (аналогичный стандарт США – ASTMD-2892).
При атмосферном давлении перегонку ведут до 220-2400С, после чего систему герметизируют и продолжают перегонку до 1,3 кПа (10 мм. рт. ст.) до 320-3400С, а затем давление понижают до 0,1-0,15 кПа и ведут до появления первых признаков термического разложения остатка.
Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов (в % мас.) представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по ИТК (истинным температурам кипения).
Кривая ИТК - линия, выражающая зависимость выхода дистиллятных фракций от температурного интервала (t кипения) их при перегонке с помощью ректификации.