2.2. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ

Использование любых материалов сайта разрешено только с письменного согласия владельцев ресурса logmag.info ©

Классификация нефтей

Нефти различных месторождений отличаются друг от друга физическими и химическими свойствами и фракционным составом. Эти свойства и фракционный состав определяют направления и условия их переработки, предопределяют качество получаемых нефтепродуктов, а, следовательно, определяют ассортимент получаемых из нефти продуктов, технологию их получения и в конечном итоге экономические показатели переработки той или иной нефти.

Нефти, подготовленные нефтегазо– и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам и наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и для экспорта, в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 подразделяют на 4 класса, 5 типов, 3 группы и 3 вида (см. табл. 2.1).

В зависимости от содержания серы нефти подразделяют на малосернистые, сернистые, высокосернистые и особо высокосернистые, а по плотности и выходу фракций – на особо легкие, легкие, средние, тяжелые и битуминозные.

Нефти, поставляемые потребителям в России, характеризуют плотностью (тип), содержанием серы (класс), хлористых солей (группа), воды (группа) и сероводорода (вид). Например, нефть, содержащую 0,5 % мас. серы  (класс 1), имеющую плотность при 20оС 855 кг/м3 (тип 2), содержащую 150 мг/дм3 хлористых солей и 0,4 % мас. воды (группа 2) и 20 ррm сероводорода (вид 1), обозначают: 1.2.2.1. ГОСТ Р 51858-2002.

Нефти, поставляемые на экспорт, характеризуют дополнительно выходом фракций из нефти и содержанием парафина (тип). Например, нефть, содержащая 1,5 % мас. серы (класс 2), имеющая плотность при 20оС 865 кг/м3, с выходом фракций, выкипающих до 200оС, 30 % и фракций до 350оС – 60 % об. и содержанием парафина 5% мас. (тип 2э), содержанием солей 80 мг/дм3 и воды 0,35 % мас. (группы 1) при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают 2.2э.1.1. ГОСТ Р 51858-2002. При этом если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому –  к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером. Подобным же образом следует принимать группу для нефти. Нефть, поставляемая на экспорт, должна соответствовать требованиям группы 1.

Нефти, добываемые из скважин на промыслах, представляют собой эмульсии с водой. Вода находится в нефтях в виде капель и глобул и содержит соли.

Для нефтей после их подготовки на промысле содержание воды ограничивается 0,5 % мас., а содержание солей не должно превышать 40-100 мг/дм3.Такие требования по содержанию воды и солей в товарных нефтях обусловлены их отрицательным влиянием, которое проявляется при транспортировке нефти до места переработки:

–  пластовая вода в составе эмульсии «нефть-вода» является балластом. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы могут возрастать в среднем на 3-5 %. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающем этапе эксплуатации нефтяного месторождения, когда содержание воды в нефти может достигать 90 % и выше;

–  вязкость эмульсий «нефть-вода» увеличивается с повышением содержания воды, что приводит к увеличению расхода энергии на перекачку;

–  при совместном течении нефти и воды в трубопроводе имеют место большие затраты давления на преодоление сил трения, чем при перекачке нефти без воды, и велико сопротивление скоплений воды в пониженных местах трассы нефтепровода;

–  пластовая вода минерализована, что является причиной коррозии трубопроводов и резервуаров;

– частицы механических примесей, находящихся в воде, вызывают абразивный износ оборудования.

Глубокое обезвоживание нефтей на промыслах позволяет существенно снизить затраты на подготовку нефтей на НПЗ и уменьшить загрязнение окружающей среды.

Требования к нефтям перед их перегонкой ужесточаются – содержание воды не должно превышать 0,1 % мас.

Классификация нефтей

При испарении воды в ректификационной колонне объем паров резко увеличивается, линейная скорость паров в колонне растет и, как следствие этого, возможен унос жидкости с тарелки питания на вышележащие тарелки, нарушается массо– и теплообмен между паровой и жидкой фазами, КПД тарелок снижается и качество получаемых продуктов ухудшается.

     Кроме того, попадание воды с нефтью в ректификационную колонну может быть причиной аварии из-за образования трещин и течей и даже причиной пожара.

     Воду, поступающую с нефтью в колонну, приходится испарять, а образовавшиеся водяные пары конденсировать. Все это требует дополнительного расхода энергии, так как скрытая теплота испарения воды, равная 2258,4 кДж/кг (539 ккал/кг), значительно выше теплоты испарения нефтепродуктов – 168-315 кДж/кг (40-75 ккал/кг).

     Содержание воды в нефтях и нефтепродуктах определяют по способу Дина и Старка (ГОСТ 2477).

Прибор для определения воды в нефтепродуктах прибор Дина и Старка

Прибор для определения содержания воды в нефтях и нефтепродуктах показан на рис. 2.5 и состоит из электронагревателя, колбы с нефтепродуктом (100 г) и растворителем –  бензином (100 см3), приемника–ловушки и обратного холодильника. Сущность определения заключается в отгонке воды и бензина от нефти с последующим их разделением в градуированном приемнике – ловушке на два слоя. Массовое содержание воды в нефтепродукте вычисляют по формуле

Массовое содержание воды в нефтепродукте

где Xв –  содержание воды в нефти, % мас.;

Vв- объем воды, содержащейся в приемнике – ловушке, см3;

Gв - навеска нефтепродукта, г.

Количество воды в приемнике – ловушке, равное 0,03 см3 и менее, считается следами.

Если в нижней чаcти приемника – ловушки не видно капель воды, то считается, что вода в нефти отсутствует.

Использование любых материалов сайта разрешено только с письменного согласия владельцев ресурса logmag.info ©

Классификация нефтей

В нефтях содержатся хлориды калия, натрия, магния, кальция и железа, а также сульфаты и карбонаты, иногда присутствуют бромиды и иодиды.

Соли в нефтях могут находиться в растворенном состоянии и в виде кристаллов. Присутствие солей в нефтях затрудняет их транспортирование по нефтепроводу и переработку на НПЗ. Соли откладываются на поверхности труб теплообменников и печей, в результате чего коэффициент теплопередачи уменьшается, расход энергии увеличивается, производительность установки снижается, увеличиваются затраты на исправление качества продуктов и ремонт оборудования, себестоимость продукции растет. При этом возможен прогар труб в печах.

Кроме того, соли остаются в остатке атмосферной перегонки (мазуте) и остатке вакуумной перегонки (гудроне), из-за чего качество этих продуктов ухудшается, так как повышается их зольность.

Из перечисленных солей наиболее нежелательными в нефтях являются хлориды, поскольку некоторые из них гидролизуются с образованием соляной кислоты, которая является причиной сильной (хлористоводородной) коррозии аппаратуры. Не все хлориды гидролизуются одинаково. Так, хлористый натрий при температуре менее 400оС не гидролизуется, хлористый кальций может гидролизоваться на 10 %, а хлористый магний – на 90 % с образованием соляной кислоты, причем их гидролиз протекает и при низких температурах:

гидролиз протекает и при низких температурах

Реакции гидролиза идут с участием воды, содержащейся в нефти, либо кристаллизационной воды. Коррозия будет более интенсивной, если нефть содержит сероводород:

Коррозия будет более интенсивной, если нефть содержит сероводо-род

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Коррозия идет как при высоких (в теплообменниках и печах), так и при низких (в конденсаторах и холодильниках) температурах. Комбинированное воздействие соляной кислоты и сероводорода приводит к сильной коррозии оборудования.

С целью удаления воды и солей из нефтей последние подвергают обезвоживанию и обессоливанию – двум взаимосвязанным процессам. Поскольку основная масса солей сосредоточена в пластовой воде, то удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.

В основе процессов обезвоживания и обессоливания лежит разрушение нефтяных эмульсий. При обезвоживании разрушается природная эмульсия, а при обессоливании – искусственная эмульсия, которую получают смешением обезвоженной нефти с пресной водой. В промышленной практике для разрушения эмульсии применяют ее подогрев с последующим отстаиванием воды от нефти, обработку эмульсии реагентами–деэмульгаторами и обработку эмульсии в электрическом поле.

Метод определения содержания хлористых солей в нефти (ГОСТ 21534-76) заключается в экстрагировании хлористых солей из нефти горячей дистиллированной водой в делительной воронке с мешалкой (рис. 2.6) и титровании водной вытяжки хлоридов раствором азотнокислой ртути.

В промышленности с целью дополнительного удаления воды и солей нефть на НПЗ перед ее первичной переработкой подвергают обезвоживанию и обессоливанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). После ЭЛОУ содержание солей в нефти должно быть не более 3-5 мг/дм3.

Механические примеси в нефтях или нефтепродуктах определяют по ГОСТ 6370, для чего навеску испытуемого продукта разбавляют подогретым растворителем –  бензином. Нефтепродукт, содержащий воду, обезвоживают. При определении механических примесей в нефтях, темных неочищенных нефтепродуктах, смазочных маслах с присадками и присадках допускается в качестве растворителя применять толуол. Раствор фильтруют через сухой бумажный фильтр, который промывают подогретым растворителем и горячей дистиллированной водой, сушат и взвешивают. По привесу фильтра рассчитывают содержание механических примесей.

Давление насыщенных паров нефтей определяют по ГОСТ 1756 (см. п. 1.3 настоящего пособия).

Экстрактор для определения содержания солей в нефтепродуктах

Содержание сероводорода, метил– и этилмеркаптанов определяют по ГОСТ Р 50802, а содержание парафина в нефтях –  по ГОСТ 11851.

Использование любых материалов сайта разрешено только с письменного согласия владельцев ресурса logmag.info ©

Классификация нефтей