ответ товарная нефть

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Системы сбора и подготовки скважинной продукции

3. Показатели качества товарной нефти.

Нефть и ее классификации

Нефть – горючая, маслянистая жидкость со специфическим запахом от светлокоричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета.

Элементный состав нефти

Вхимическом отношении нефть – сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит из следующих основных элементов: углерод (8287%), водород (12-14%), сера (0,1-5%), содержаниекислорода, азотау большинства нефтей не превышаетдесятых долей процента.Содержание серы может доходить до 3-5%.

Внефтях выделяют следующие части: углеводородную, асфальто-смолистую, порфирины, серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда она выходит на земную поверхность.

Нефть состоит в основном из смеси метановых (алкановых), нафтеновых(циклоалкановых) и ароматических углеводородов.

Кроме этого, в нефтяхприсутствуют кислородные, сернистые и азотистые соединения. К кислородным соединениям нефти относятся нафтеновые кислоты,фенолы, асфальто-смолистые вещества.Сернистые соединения – это H2S, меркаптаны, сульфиды, тиофены, тиофаны, азотистые соединения – гомологипиридина, гидропиридина и гидрохинолина.

Компонентами нефти являются также растворенные в ней газы, вода и минеральные соли. Содержание газов (С1-С4) в нефти колеблется от десятых долей до 4%, Н2О от 0,5 до 10% и выше, минеральных солей от 0,1 до 4000 мг/л и выше.

Кроме того, минеральные вещества содержатся в нефтях в виде растворов солей органических кислот, в комплексных соединениях и др. Состав минеральных компонентов определяется в золе, получаемой при сжигании нефти. Содержание золы не превышает десятых долей процента, считая на Н. В золе обнаружено до 20 различных элементов (Са,

Fe, Si, Zn, Сu, Al, Mo, Ni, V, Na, Sn, Ti, Mn, Sr, Pb, Co, Ag, Ba, Cr и др.), содержание которых колеблется от 5 ∙ 10-6 до 1 ∙ 10-8 %.11.

В тяжелой части нефти содержатся смолисто-асфальтеновые вещества. Это сложная смесь наиболее высокомолекулярных соединений, представляющих собой гетероорганические соединения со сложной гибридной структурой, включающей серу, кислород, азот и некоторые металлы. Наиболее богаты смолисто-асфальтеновыми веществами молодые нефти с высоким содержанием ароматических соединений.

Классификация нефтей

Нефти могут быть классифицированы по содержанию в них углеводородов различного строения (химическая классификация), по содержанию серы и по качеству получаемых нефтепродуктов (технологическая классификация).

В основу химической классификации нефтиположен групповой углеводородный состав фракции, выкипающей в пределах 250-3000С. В зависимости от преобладания в этой фракции углеводородов какого-либо одного класса (выше 50%) нефти делятся на 3 основных типа: метановые (М), нафтеновые (Н), ароматические (А). При содержании в этой фракции более 25% углеводородов других классов нефти делятся на смешанные типы: метанонафтеновые (М-Н),нафтенометановые (Н-М), ароматическонафтеновые (А- Н), нафтено-ароматические (Н-А) и т.д.

По технологической классификации нефти, принятой в нашей стране, нефти подразделяются на классы - по содержанию серы; типы - в зависимости от потенциального содержания топлив (фракций, выкипающих до 350 0С); группы - по

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

потенциальному содержанию базовых масел; подгруппы – по качеству масел, определяемых индексом вязкости; виды - по содержанию парафина.

По количеству серы нефти подразделяются на три класса:I-малосернистые

(содержат не более 0,5% масс. серы);II-сернистые (содержат от 0,51 до 2% масс. серы);IIIвысокосернистые (выше 2% серы).

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350 0С, нефти делятся на три типа: Т1 - не менее 45%; Т2 -30-44,9%; Т3 - менее 30%.

По содержанию базовых масел нефти делятся на четыре группы: М1 –неменее

25% в расчёте на нефть; М2 - 15-25% в расчёте на нефть и не менее 45% в расчёте на мазут; М3 - 15-25% в расчёте на нефть и 30-45% в расчёте на мазут; М4 - менее 15% в расчёте на нефть.

По качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости, различают две подгруппы (И1, И2).

По содержанию парафина на три вида: если в нефти содержится не более 1,5% парафина, то такую нефть относятк малопарафиновой (вид П1); при содержании парафина от 1,5 до 6% - к парафиновой (П2); выше 6% - к высокопарафиновой (П3).

В связи с решением РФ вступить вВТО требования к нефти унифицируются в соответствии с требованиями на подготовленную нефть по международным стандартам. Разработан единый стандарт ГОСТ Р 51858-2002 на нефть, подготовленную нефтегазодобывающими и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям в РФ и на экспорт. В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 нефти подразделяют (классифицируют):

по содержанию общей серы на четыре класса (1–4);

по плотности при 20 °С на пять типов (0–4);34

по содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1–3);

по содержанию сероводорода и легк. меркаптанов на 3 вида (1–3). В соответствии с этим стандартом приняты 2 определения нефти:

Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого

физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битума и кокса.

Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Нефть по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефти подразделяют на классы, типы, группы и виды.

• По содержанию общей серы на четыре класса (1–4);

Т а б л и ц а 1 – Классы нефти

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

другому - к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.

•По содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 2 вида (1–2).

Та б л и ц а 4 - Виды нефти

Определяются для набора данных.

Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э».

Структура условного обозначения нефти:

Примеры:

1)Нефть c массовой доли серы 0,15 % (класс 1); с плотностью при температуре 20 °С 811,0 кг/м3, при 15 °С 814,8 кг/м3 (тип 0); с массовой долей воды 0,05%, массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм3, массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции с температурой 204°С 1 млн-1 (группа 1); с массовой долей сероводорода 5 млн-1, легких меркаптанов 8 млн-1 (вид 1) обозначается "Нефть

1.0.1.1ГОСТ Р 51858-2002".

2)Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,15 % (класс 2); плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/м3, при температуре 15 °С 868,5 кг/м3 с выходом фракций до температуры 200 °С - 23 % об., до температуры 300 °С - 45 % об., с массовой долей парафина 4% (тип 2э); с массовой долей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм3, с массовой долей механических примесей 0,02%, с давлением насыщенных паров 57,4 кПа (430 мм рт.ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204°С 2 млн-1 (группа 1); с массовой долей сероводорода менее 5 млн-1, легких меркаптанов 7 млн-1 (вид 1) обозначается

"Нефть 2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002".

Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 1 - 4. Нефть при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1 и таблицы 4, виды 1, 2.

Правила приемки

Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510.

Отбор проб - по ГОСТ 2517.

Для проверки соответствия нефти требованиям ГОСТ Р 51858-2002проводят приемосдаточные и периодические испытания.

Приемосдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:

плотность;

массовая доля серы;

массовая доля воды;

массовая концентрация хлористых солей;

давление насыщенных паров (только при приеме и сдаче в системе трубопроводного транспорта).

При несоответствии любого из показателей требованиям ГОСТ Р 51858-2002или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.

Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.

Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям:

массовая доля механических примесей;

давление насыщенных паров (кроме нефти в системе трубопроводного транспорта);

наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);

содержание хлорорганических соединений.

При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина.

Результаты периодических испытаний заносят в документ о качестве испытуемой партии нефти и в документы о качестве всех партий до очередных периодических испытаний.

При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям ГОСТ Р 51858-2002 испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.

При разногласиях в оценке качества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон.

Результаты повторных испытаний считают окончательными и вносят в документ о качестве на данную партию нефти

Сырая и товарная нефть.Основные показатели качества товарной нефти

При выходе из нефтяного пласта нефть содержит взвешенные частицы горных пород, воду, растворенные в ней соли и газы. Нефть, получаемую непосредственно из скважин называют сырой нефтью, которая иногда сразу транспортируется в ближайшие центры нефтепереработки. Но в большинстве случаев добываемая нефть проходит промысловую подготовку, так как она может

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

быть предназначена для экспорта или для транспортирования в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы.

Перечисленные выше примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировании и переработки нефтяного сырья. Именно поэтому перед транспортированием сырая нефть подготавливается: из нее удаляется вода, большое количество механических примесей, солей и выпавших твердых углеводородов. Также следует выделить из нефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она не попадет на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее легкие углеводороды будут утеряны. А между тем газ и летучие жидкие УВ являются ценными продуктами. Кроме того, при трубопроводной транспортировке нефтей из них необходимо удалять все легкие газы. В противном случае на возвышенных участках трассы возможно образование газовых мешков.

Таким образом, качество товарной нефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Стоимость товарной нефти существенно зависит от ее качества. Поэтому во всех учетно-расчетных операциях между поставщиком и покупателем наряду с определением массы продукта производят контроль качественных параметров нефтей.

Нефть, поставляемая на нефтеперерабатывающие предприятия и экспортируемая за рубеж, должна отвечать ряду требований. Эти требования включают показатели, характеризующие степень подготовки нефти к транспортировке по магистральным трубопроводам и наливным транспортом, и показатели, характеризующие физико-химические свойства (качество) нефти.

По степени подготовки нефти к транспортировке нормируются следующие показатели:

содержание воды;

содержание механических примесей;

давление насыщенных паров;

содержание хлористых солей;

содержание хлорорганических соединений.

Содержание воды. Количество воды в добываемой нефти изменяется в широких пределах. Содержание воды в нефтях, добываемых на старых месторождениях, может доходить до 90

–98 %. Ограничение содержания воды в нефти связано со следующими причинами:

вода вместе с нефтью образует высоковязкие эмульсии, перекачка которых на достаточно большие расстояния приведет к дополнительным энергетическим затратам;

транспортирование пластовой воды вместе с нефтью нерационально, так как вода представляет собой балласт, который не имеет товарной ценности; кроме того, соответственно увеличивающемуся объему прокачиваемой жидкости возрастают капитальные и эксплуатационные затраты;

вода в нефти в условиях низких температур кристаллизуется, что затрудняет перекачку нефти (забивка фильтров, поломка насосов);

пластовая вода, содержащаяся в нефти, представляет собой растворы солей, тем самым способствует коррозии оборудования.

Для перекачки по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 0,5–1,0 % воды. Определение производится по ГОСТ 2477.

Содержание механических примесей. Добываемая нефть, помимо воды и растворенных в ней газов, содержит некоторое количество механических примесей – частиц песка, глины, кристаллов солей и продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования. Присутствие в нефти механических примесей вызывает эрозию труб нефтепроводов, способствует образованию отложений. Содержание механических примесей в товарной нефти не должно превышать более 0,05 % мас. В этом случае срок службы трубопроводного оборудования определяется периодом в 5–7 лет, а его износ допускается на 0.005–0.010 мм в год за счет эрозии. Определение производится по ГОСТ 6370.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стабильность и вызывают коррозию оборудования и аппаратуры при использовании ГСМ и переработке нефти. С экономической точки зрения переработка высокосернистых нефтей связана с включением в технологическую схему завода процессов обессеривания (при переработке малосернистых нефтей этого не требуется). Общее содержание серы определяется по ГОСТ 1437.

Массовая доля сероводорода, метил- и этилмеркаптанов. Сероводород встречается как в нефтях, так и в продуктах ее переработки. Сероводород – сильнейший яд с характерным запахом тухлых яиц. В присутствии воды или при повышенных температурах он реагирует с металлом аппаратов, образуя сульфид железа: Fe+H2S®FeS+H2.

Покрывая поверхность металла, защитная пленка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии соляной кислоты защитная пленка разрушается, так как сульфид железа вступает в реакцию: FeS+2HCI®FeCI2+H2S.

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобожденный сероводород вновь реагирует с железом. Таким образом, сероводород является причиной наиболее сильной коррозии аппаратуры. В товарных нефтях массовая доля сероводорода ограничивается 20– 100 ppm. Определяется по ГОСТ 50802.

Кроме сероводорода, большой коррозионной активностью обладают низкомолекулярные меркаптаны. Следует также отметить высокую токсичность меркаптанов: они вызывают слезоточивость, повышенную чувствительность глаз к свету, головные боли, головокружение.

Массовая доля твердого парафина. Содержание твердого парафина в товарных нефтях контролируется по нескольким причинам. Перечислим основные из них:

1. Присутствие твердого парафина в нефтях повышает их вязкость. Перекачка таких нефтей связана с дополнительным подогревом или смешением с маловязкими нефтями. Кроме того, при перекачке такого рода продуктов требуется увеличение диаметра трубопровода.

2. Затраты на перекачку высоковязких (с большим содержанием парафина) нефтей существенно возрастают и зависят от режима перекачки. Здесь проявляется свойство высоковязких нефтей – тиксотропия – изотермическое, самопроизвольное увеличение прочности структуры во времени и восстановление структуры после ее разрушения. Свойство тиксотропии проявляется в том, что эффективная вязкость зависит от скорости перекачки; она уменьшается с увеличением скорости.

3. Твердые парафины с течением времени под действием низких температур выкристаллизовываются, образуя парафинистые отложения на нефтеперекачивающем оборудовании, которые засоряют фильтры насосов, поэтому с учетом реанимационных мероприятий себестоимость нефтей возрастает. Для вязкопластичных нефтей типична не линейная, а экспоненциальная зависимость физических параметров, связанных с выпадением парафина, от температуры.

4. Получение из высокопарафинистых нефтей зимних сортов дизельных топлив, реактивного топлива и низкозастывающих базовых масел сопряжено с дополнительными затратами на депарафинизацию. Кроме того, полученные битумы из таких нефтей обладают повышенной хрупкостью. Определяют содержание твердых парафинов по ГОСТ 11851.

Выход фракций, выкипающих при температурах 200, 300 и 350 0С.Потребность в различных сортах масел и нефтепродуктов, получаемых из тяжелых нефтяных остатков, значительно ниже, чем в топливах, поэтому товарная стоимость нефти прежде всего, оценивается по содержанию светлых фракций: бензиновой (до 200 0С); керосиновой (до 300 0С); дизельной (до 350 0С). Чем выше содержание светлых фракций в нефти, тем выше стоимость товарной нефти. Фракционный состав определяется по ГОСТ 2177.

Содержание тяжелых металлов (ванадия, никеля и др.).При переработке остаточного и тяжелого сырья с применением каталитического крекинга наблюдается быстрая дезактивация катализатора, обусловленная быстрой коксуемостью сырья и повышенным содержанием в нем металлов-ядов (Ni, V, Na). Металлы, адсорбированные на катализаторе, блокируют активные центры, что ведет к усилению дегидрогенизационных процессов, то есть к повышению выхода водорода, олефинов, кокса и соответственно к снижению выхода

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

бензина. Металлоорганические соединения, содержащиеся в остаточном нефтяном сырье, необратимо дезактивируют катализаторы. Наряду со снижением активности, присутствие металлов способствует механическому разрушению катализатора. Считается, что отравляющее действие никеля в 2–5 раз выше отравляющего действия ванадия. На установках каталитического крекинга остаточного сырья, на которых не предусмотрены специальные приемы по улавливанию или пассивации отравляющего действия катализаторов металлами, содержание их в сырье не должно превышать 2 г/т. Определяют содержание тяжелых металлов по ГОСТ 10364 атомно-абсорбционным спектрометрическим, или эмиссионным спектральным методом.

Плотность нефти при 20 0С и 60 F (15 0С).В качестве стандартных температур в Российской Федерации приняты: для воды t = 4 0С, для нефти и нефтепродуктов t = 20 0С. В странах Западной Европы (ES) и Америки (США, Канада, страны Латинской Америки) для воды и нефти (нефтепродуктов) используют t = 60 F (что соотвествует 15,57 0С). Нормирование плотности нефти связано прежде всего с приемо-сдаточными операциями. Как правило, контроль объемов перекачиваемой нефти осуществляется в единицах объема, а товарные операции – в единицах массы. Даже ошибка при определении плотности во втором знаке может привести к неоправданным потерям (10 % и более). Дополнительно следует отметить, что плотность нефти в настоящее время нормируют не только в абсолютных единицах, но и в градусах API. Плотность в 0API связана с плотностью при 15 0С следующей зависимостью: 0API=141,5/r1515-131,5. При записи результатов температуру не указывают, так как в определение уже включена температура 60 F. Определяют плотность по ГОСТ Р 3900 при 20 0С и по ГОСТ Р 51069 (ASTM D 1298-99) при 15 0С.