Требования к подготовке нефти

В принципе при переработке нефти на НПЗ содержание в ней воды и солей должно приближаться к 0. Однако столь глубокое обезвоживание и обессоливание нефти на промысла нецелесообразно экономически. Поэтому степень обезвоживания составляет (0,1-0,3)% на нефть (исходное содержание воды до 90%), солей – до (10-30) мг/литр нефти (исходное содержание солей может превышать 3000 мг/литр).

Вода в нефти является балластом, на перекачку которой затрачивается энергия. С другой стороны присутствие воды ускоряет коррозию оборудования и повышает д.н.п. паров нефти. Кроме того, наличие воды может приводить к образованию ледяных пробок в транспортных трубопроводах.

Соли в нефтях представлены в основном хлоридами (Mg, Ca) При контакте с водой хлориды гидролизуются:

MgCl₂ + H₂0 MgOHCl + HCl

Слабоконцентрированная HCl является очень сильным коррозионным агентом для соединений Fe (железо, сталь). При высоких температурах хлориды способствуют распаду сернистых соединений, содержащихся в нефтях, с образованием H₂S:

Fe + H₂S = FeS + H₂ (газ улетучивается)

FeS + 2 HCl = FeCl₂ + H₂S (снова вступает в реакцию).

Хлорид железа в свою очередь гидролизуется и пеакция идет до полного исчерпывания хлоридов.

Нефть в процессе её транспортировки и переработки хранится в открытых резервуарах (V=5, 10, 50, 100 тыс. м³), работающих под атмосферным давлением. Поэтому над нефтью будет всегда существовать углеводородная подушка (паровоздушная смесь). Концентрация углеводородов в ПВС будет определяться Д.Н.П. нефти:

Y_ув.п.= P_н.п./P_бар.

Поэтому хранение нефти будет сопровождаться потерями ПВС («большие» и «малые» дыхания резервуаров). Это приводит к потерям ценных углеводородных фракций, а также к заражению ОС. Для снижения этих потерь нормируется допустимое значение д.н.п. нефти при её транспортировке (300 мм. рт. ст.). Для обеспечения этого значения на промыслах проводится стабилизация нефти.