Требования к качеству подготовленной нефти
• Нефть, как товарный продукт, должна соответствовать определённым требованиям. – В настоящее время требования к товарной нефти определяются ГОСТ Р 51858 -2002 – В соответствии с ГОСТ Р 51858 -2002 нефти классифицируют по • • -физико-химическим показателям, -степени подготовки, -содержанию серы, -сероводорода и меркаптанов на: --классы, --группы, --типы, --виды
В зависимости от массовой доли серы нефти подразделяют на четыре класса – 1 -4. Класс нефти Наименование Массовая доля серы, % 1 Малосернистая до 0, 60 включ. 2 Сернистая от 0, 61 до 1, 80 3 Высокосернистая от 1, 81 до 3, 50 4 Особо высокосернистая свыше 3, 50
Сернистые соединения НЕФТИ • Нефти различных месторождений в среднем могут содержать 0, 02 -7, 0% серы или 0, 2 -70% сернистых соединений, в высокосернистых – до 80%. • В нефти насчитывается более 200 сернистых соединений: меркаптаны R-SH, сульфиды R-S-R, дисульфиды R-S-S-R • Содержание серы в нефтях значительно выше, чем в органических соединениях – предшественниках нефти. В нефти основная масса сернистых соединений нефти имеет вторичное происхождение. • • При термическом разрушении сернистых соединений в нефти может появиться сероводород. • В среде нефтепродуктов меркаптаны взаимодействуют с гидропероксидами и растворённым кислородом с образованием серной кислоты: • RSH+SR'OOH – RSO 3 H + 3 R‘O H • 2 RS H + O 2 - RS H(OO H) SO 3 H • RCO HO + H 2 SO 4
Порог термостабильности и сероводородное число • Порог термостабильности – это минимальная температура, при которой происходит выделение сероводорода или меркаптанов в процессе нагрева нефти. • Сведения о термостабильности позволяют прогнозировать распределение серы по отдельным фракциям различных нефтей и являются важной технологической характеристикой сернистых и высокосернистых нефтей. • Наименее термостабильными являются меркаптаны, • ди- и полисульфиды. • сульфиды разрушаются при температуре 150 °С, • тиофены - при температуре 260 – 270°С. • Сероводородное число – это количество сероводородной и меркаптановой серы в мг, выделяемой при нагреве 100 г нефти в течение 1 часа при температуре 300 °С вследствие термической деструкции сернистых соединений
• По плотности, а при поставке на экспорт дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов – 0 - 4 • 0 - особо лёгкая • 1 -легкая • 2 -средняя • 3 -тяжёлая • 4 -битуминозная • • Типы нефти Норма плотности для нефти типа при 20 °С, кг/м 3, для экономики страны 0 – не более 830, 0 1 - 830, 1 - 850, 0 2 – 850, 1 – 870, 0 3 – 870, 1 – 895, 0 4 - Более 895, 0
По степени подготовки нефти подразделяют на три группы - 1 -3 Группы нефти Наименование показателя Норма для нефти группы 1 2 3 Массовая доля воды, %, не более 0, 5 1, 0 Концентрация хлористых солей, мг/дм 3, не более 100 300 900 Массовая доля механических примесей, %, не более Давление насыщенных паров, к. Па, (мм. рт. ст) не более 0, 05 66, 7 (500)
• Давление насыщения характеризует степень насыщения нефти газом, или количество легких углеводородов, содержащихся в нефти. • Давление насыщенных паров – давление, при котором из нефти не происходит выделения газа. • Давление насыщения – это максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом расширении нефти. • Давление насыщенных паров определяет летучесть нефтепродуктов, от которой зависят условия хранения, транспортирования и применения • Определение давления насыщенных паров осуществляется в соответствии с ГОСТ 17556 -2000. Сущность метода заключается в измерении давления испытуемой пробы при температуре 37, 8°С. Для этого охлаждённая проба помещается в камеру специального аппарата, аппарат погружается в баню при температуре 37, 8°С и периодически встряхивают. При этом отслеживают показания манометра, соединённого с аппаратом. При достижении постоянного давления и после соответствующей корректировки показания манометра принимают за давление насыщенных паров по Рейду.
Газовый фактор • Газовым фактором нефти называют объём газа, выделившейся из единицы объёма пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий • Газовый фактор – количество газа, приведённого к атмосферному давлению, в м 3, приходящееся на 1 тонну нефти. – Газовый фактор выражают в м 3/ м 3 или м 3/т. – Газовый фактор для различных нефтей составляет от 25 до 100 м 3/ м 3 – – Для нефтей Татарстана: -девон-40 -60 м 3/ м 3 ; -карбон – 10 -15 м 3/ м 3 -пермь - следы
Стабилизация • Стабилизация – глубокое разгазирование. • Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от неё легких (пропан -бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти в результате испарения при её дальнейшей транспортировке. • Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. • При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40 -80 °С, а затем подают в сепаратор. • Выделяющиеся при этом лёгкие углеводороды отбираются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжёлые углеводороды конденсируются, а лёгкие собираются и откачиваются в газопровод. • При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной ректификационной колонне под давлением и при повышенной температуре, до 240 °С.
По массовой доле сероводорода и лёгких меркаптанов нефти подразделяются на два вида 1 -2 Наименование показателя норма для нефти вида 1 норма для нефти вида 2 Массовая доля сероводорода 20 100 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm) 40 100
Сероводород • С января 2009 года требования по содержанию сероводорода в товарной нефти – соствляют до 100 ppm • Содержание сероводорода в товарной нефти на по ОАО Татнефть – от 70 до 550 ppm • Способы очистки нефти от сероводорода • -окисление кислородом воздуха (щелочной катализатор, давление до 15 атм) • -отдувка газом, не содержащим сероводород • -нейтрализация реагентом (при содержании сероводорода до 200 ppm)
Характеристика товарной нефти Шифр нефти 1. Поставка нефти потребителю в России В товарной нефти: § содержится 1, 15 % масс. серы (класс 2) § плотность при 20 °С – 860 кг/м 3 , (тип 2) § концентрация хлористых солей - 120 мг/л, обводнённость – 0, 4% масс (группа 2) § сероводород отсутствует (вид 1) 2. 2. 2. 1 ГОСТ Р 518582002 1. 2. Поставка нефти на экспорт В товарной нефти: § содержится 1, 15 % масс. серы (класс 2) § плотность при 20 °С – 860 кг/м 3 ; выход фракций при температуре перегонки до 200 °С – 26% об. , до 300 °С – 46 % об. , 350 °С – 55 % об. , массовая доля парафина – 4, 1% об. (тип 2) § концентрация хлористых солей - 90 мг/л, обводнённость – 0, 4% масс (группа 1) § сероводород отсутствует (вид 1) 2. 2 э. 1. 1 ГОСТ Р 518582002
Девонская Карбоновая Сверхвязкая нефть Сравнительная характеристика нефтей Татарстана м. Показатель нефть (Ашальчинское (Ромашкинское м-ие) Плотность при 20 °С, кг/м 3 Вязкость при 20 °С, м. Па*с Содержание, % парафинов асфальтенов смол Массовая доля серы, % Температура застывания, о. С Температура начала кипения, °С Выход фракций до 300 °С, % Разность плотностей нефти и воды, кг/м 3 (Ромашкинское м-ие) (Нурлатская зона) ие) 865 896 920 965 13 35 180 3500 4 -6 2 -4 9 - 10 1 -3 4 -5 10 - 12 1 -4 3 -5 13 - 18 1 -2 5 -6 25 - 28 1, 6 - 1, 8 3, 2 - 3, 6 3, 7 4, 0 - 4, 5 ниже -30 ниже -25 -18 -10 36 - 43 43 - 60 50 – 60 170 - 210 43 - 48 38 - 43 30 – 40 12 - 15 Рв= 1160 Рн= 865 ∆Р= 295 Рв= 1160 Рн= 896 ∆Р= 265 Рв= 1165 Рн= 920 ∆Р= 245 Рв= 1002 Рн= 965 ∆Р= 37
Скачать презентацию Требования к качеству подготовленной нефти
требования к качеству нефти -2 .ppt