2015-05-30
2215
Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе:
· попутный газ (повышает д.н.п. и приводит к потерям легких фракций в процессе хранения);
· механические примеси (эрозия оборудования, отложения);
· пластовую воду (удорожание транспортировки, коррозия оборудования).
Присутствие в пластовой нефти воды существеннр удорожает её транспортировку и переработку. Присутствие в нефти воды существенно увеличивает затраты на её испарение и конденсацию (r воды в 8 раз больше, чем r бензина). В присутствии воды существенно возрастает и вязкость нефти (в Ромашкинской нефти увеличение содержания воды с 5 до 20% приводит к росту вязкости с 17 до 33,3 сСт, т.е. почти в 2 раза).
Наличие в нефти легких углеводородов (С1-С4) сопровождается ростом давления насыщенных паров над нефтью. Содержание растворенных газов в нефти определяется газовым фактором, который определяется как выход растворенных газов (нм3 газа на тонну нефти) при понижении давления пластовой нефти до атмосферного при температуре 38 оС. Газовый фактор колеблется для разных нефтей в весьма широких пределах и может достигать значений от 1 до 50 и выше. Разгазированная нефть фактически находится в точке начала кипения. Поскольку нефть и нефтепродукты в процессе транспортировки и переработки хранится в открытых резервуарах, связанных с атмосферой, рост д.н.п. нефтяных паров сопровождается большими потерями углеводородов («большие» и «малые» дыхания резервуаров).
Поэтому нефть перед транспортировкой подвергают специальной обработке в соответствии с ГОСТ Р51858-2002
Таблица 3.1. — Классификация и требования к качеству подготовленных на промыслах нефтей по ГОСТ Р 51858-2002
| Показатель | Класс | Тип | Группа | Вид | |||||||
| Массовая доля серы, %: до 0,6 — малосернистая 0,6...1,8 — сернистая 1,8-3,5—высокосер-нистая более 3,5 — особо высокосернистая | |||||||||||
| Плотность при 20 °С, кг/м3 до 830 — особо легкая 830,1—850,0 – легкая 850,1...870,0 – средняя 870,1...895,0-тяжелая более 895,0 — битуминозная | 0(0Э) 1(1э) 2 (2э) 3(3э) 4(4Э) | ||||||||||
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | ||||||||
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | |||||||||||
| Содержание механических примесей, % масс., не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 | ||||||||
| Давление насыщенных паров: кПа ммрт. ст. | 66,7 500 | 66,7 500 | 66,7 500 | ||||||||
| Массовая доля, %, не более Сероводорода метил- и этилмеркаптанов | 20 40 | 50 60 | 100 100 | ||||||||
Нефть, поставляемая на экспорт, дополнительно нормируется по следующим показателям:
Таблица 3.2. Дополнительные требования к подготовке экспортной нефти
| Тип нефти | 0э | 1э | 2э | 3э | 4э |
| Выход фракций, выкипающих до нормированной температуры, % масс. не менее | |||||
| 200 0С | - | - | |||
| 300 0С | - | - | |||
| 400 0С | - | - | |||
| Массовая доля парафина, % не более | 6,0 | 6,0 | 6,0 | - | - |
Условное обозначение марки подготовленной к транспортировке нефти состоит, таким образом, из 4-х цифр (класс, тип, группа и вид нефти).
Пример: Нефть марки 2,2э,1,2 – нефть сернистая, поставляется на экспорт, средней плотности, по качеству промысловой подготовки 1-ой группе, по содержанию H2S и легких меркаптанов – 2-му виду.
