Требования к качеству товарной нефти и газа

Требования к  качеству товарной нефти и газа.

 

Особенности подготовки углеводородного  сырья

НЕФТЬ состоит из:

1)Механических примесей, из-за которых происходит износ  оборудования; затрудняется переработка  нефти; образуются отложения в  холодильных печах и теплообменниках.

2)Пластовой воды, из-за  неё увеличиваются транспортные  расходы; увеличивается вязкость  смеси, затрудняется переработка  углеводородного сырья; происходит  внутренняя коррозия трубопроводов.

3)Легких фракций углеводородов  (углеводороды от этана до пентана  – ценное сырье, необходимо  исключить потери легких фракций)

Контроль качества нефти

Государственная система  стандартизации

1)удовлетворение более  высоких требований к выпускаемой  продукции, технологии транспорта;

2) защита интересов потребителя;

3)защита интересов изготовителя  от необоснованных претензий

Все это осуществляется за счет:

а) ОСТ — отраслевой стандарт

 б) ГОСТ – государственный стандарт Российской Федерации

в) РСТ- Республиканские стандарта

г) ГТП- стандарта предприятий

 д)ТУ- технических условий

 

Качество нефти и газа - совокупность свойств, обеспечивающих их пригодность для использования по назначению.

Физико-химические свойства нефти: 1.плотность 2.вязкость 3.фракционный состав.

Эксплуатационные свойства: 1.характеризуют полезный эффект от использования нефтепродукта по назначению 2.определяют область его  применения.

Показатель качества –  количественная характеристика одного или нескольких свойств продукции, составляющих его качество.

Уровень качества - относительная  характеристика качества, основанная на сравнении значений показателей  качества оцениваемой продукции  с базовыми значениями.

Показатели качества товарной нефти

Пример: качество нефти, удовлетворяющее требованиям НПЗ, должно соответствовать ТУ-39-1623-93 «Нефть российская».

Некоторые показатели качества

Показатель	Группа нефти 1	Группа нефти 2	Группа нефти 3	Метод испытаний, погрешность %
Содержание воды, %, не более	0,5	1	1	ГОСТ 2477-65,6,0
Содержание хлористых солей, мг/л, не более	100	300	800	ГОСТ 21534-76, 10,0
Содержание мех. примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05	ГОСТ 6370-83, 20,0
Давление насыщенных паров, Па, не более (ГОСТ 1756-52)	66650	66650	66650	СТ СЭВ 3654-82

 

 

 

 

Показатели  качества товарной нефти

Методы  оценки свойств и качества

(по  назначению):

1) приемосдаточные- установление соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества.

2) контрольный анализ- проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта.

3) полный анализ- оценка качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода или перед «закладкой» продукта на длительное хранение.

4) арбитражный анализ- выполняют в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем.

5) специальный анализ- проводится по узкой группе нефтепродуктов, например, определение фракционного состава нефти, стабильность масел.

Промысловая подготовка нефти

Цели  промысловой подготовки нефти:

1. Дегазация- — удаление издобываемой нефти растворённых в ней низкомолекулярных углеводородов — метана, этана и частично пропана, а такжесероводорода, азота и углекислого газа. Проводится с целью сокращения потерь бензиновой фракции от испарения (вследствие увлечения её выделяющимся при снижении давления газом) и обеспечения однофазного транспорта нефти, а также для повышения эффективности работы насосных агрегатов. Осуществляется в промысловых условиях посредством ступенчатого снижения давления поступающей из скважины нефти (в нефтяных сепараторах) и разделением её (на каждом этапе) на жидкую (нефть, вода) и газовую фазы.

 

2. Обезвоживание- подготовка нефти к переработке путем удаления из нее воды. О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмуль-гаторов-разл. ПАВ, к-рые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллич. солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, наз. о б е с с о л и-в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и послед. отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и мех. примесями.

3)Обессоливание- подготовка нефти к переработке путем удаления из нее минер. солей и мех. примесей.  Процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных (в основном хлористых) солей. Последние содержатся в растворённом состоянии в пластовой воде, входящей в состав водонефтяной эмульсии (обводнённая продукция скважин), реже в самой нефти — незначительное количество солей в кристаллическом состоянии. Обессоливание нефти осуществляется в связи с тем, что высокое содержание солей способствует коррозии оборудованиятрубопроводов при перекачке нефти, приводит к закупориванию теплообменной аппаратуры и коррозии оборудования при её дальнейшей переработке на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и др.

 

4)Стабилизация- это процесс отделения  от нее легких углеводородов (легкие бензины)

с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. 

Методы стабилизации:

Горячая сепарация-нефть нагревают (40 … 80 С), подают в сепаратор;

выделяющиеся легкие углеводороды отделяются компрессором и направляются в холодильную установку; тяжелые углеводороды конденсируются,  а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

Ректификация- нефть нагревают в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240  С);

отделенные легкие фракции конденсируют и перекачивают на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для дальнейшей переработки.

 

Приро́дный газ — смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ.

 

Физические свойства газа:

1)Плотность от 0,68 до 0,85 кг/м³ относительно воздуха (сухой газообразный);400 кг/м³ (жидкий).

      2) Температура самовозгорания: 650 °C;

         3) Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;

         4) Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³)^[1];

        5) Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.

        6) Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх^[2].

 

ГАЗ состоит из:

1)Механических примесей, из-за  которых происходит  износ оборудования; сужение поперечного сечения газопровода.

2)Конденсат, из-за которого происходит сужение поперечного

сечения газопровода; образование гидратов; внутренняя коррозия трубопроводов.

3) Примесей: сероводород, окись углерода и др.( CO2

снижает теплоту сгорания газа; сероводород является высокотоксичным и коррозирующим компонентом)

 

В недрах земных пластов  углеводородные газы (природный, попутный и др.) насыщены водяными парами до равновесного состояния. Количество паров воды зависит  от условий в пласте (температуры и давления) а также от состава газа. С момента выхода газа из скважины в виду изменения этих параметров влагосодержание газа меняется.

Присутствие паров воды в  газе негативно сказывается на аппаратах  и коммуникациях установок переработки  и транспорта газа вследствие образования  в них гидратов, во избежание этого  явления, обязательным условием подготовки газа к транспортировке по магистральным  газопроводам или переработке на ГПЗ служит процесс осушки газа.

В предлагаемых установках осушки газа могут быть применены  следующие технологии:

1)осушка газа на основе процесса охлаждения

2)осушка газа на основе процесса абсорбции

3)осушка газа на основе процесса адсорбции

4)осушки газа на основе комбинирования различных процессов

Осушка газа охлаждением- в основе способа лежит охлаждение газа при неизменном давлении. По ходу процесса избыточная влага конденсируется и отводится, а точка росы газа снижается.

Абсорбционная осушка газа – в основе способа лежит применение специальных реагентов поглощающих влагу из газа при непосредственном контакте внутри аппарата.В качестве влагопоглощающих агентов обычно используются растворы диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ)

Адсорбционная осушка газа-Это технологический процесс заключается в избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних воздействий.Процесс адсорбционной осушки газа позволяет достигать депрессия точки росы в 100°C. (минимальная точка росы, достигаемая адсорбцией около -90°C.)