Товарная нефть параметры


3.Сырая и товарная нефть.Основные показатели качества товарной нефти

При выходе из нефтяного пласта нефть содержит взвешенные частицы горных пород, воду, растворенные в ней соли и газы. Нефть, получаемую непосредственно из скважин называют сырой нефтью, которая иногда сразу транспортируется в ближайшие центры нефтепереработки. Но в большинстве случаев добываемая нефть проходит промысловую подготовку, так как она может быть предназначена для экспорта или для транспортирования в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы.

Перечисленные выше примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировании и переработки нефтяного сырья. Именно поэтому перед транспортированием сырая нефть подготавливается: из нее удаляется вода, большое количество механических примесей, солей и выпавших твердых углеводородов. Также следует выделить из нефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она не попадет на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее легкие углеводороды будут утеряны. А между тем газ и летучие жидкие УВ являются ценными продуктами. Кроме того, при трубопроводной транспортировке нефтей из них необходимо удалять все легкие газы. В противном случае на возвышенных участках трассы возможно образование газовых мешков.

Таким образом, качество товарной нефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Стоимость товарной нефти существенно зависит от ее качества. Поэтому во всех учетно-расчетных операциях между поставщиком и покупателем наряду с определением массы продукта производят контроль качественных параметров нефтей.

Перечислим важнейшие показатели качества: фракционный состав, плотность, содержание воды, хлористых солей, механических примесей и серы. Также определяют технологические показатели нефтей. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол. (Иногда определяют кислотность, молекулярную массу, объемную долю газа, массовую долю тяжелых металлов). Некоторые показатели качества нефти могут определяться согласно договоренности между поставщиком и покупателем.

Рассмотрим значения этих показателей для характеристики нефтей и получаемых из них нефтепродуктов.    

3.1.Плотность

Плотность является одним из наиболее общих показателей, характеризующий свойства нефтей и нефтепродуктов, измерение которого предусмотрено стандартами различных стран.

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе различных нефтей и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая – на большее содержание парафиновых УВ. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество.

При характеристики плотности отдельных фракций нефти следует прежде всего отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения.

Плотность используется при расчете массы продукта, занимающего данный объем, и наоборот, объема продукта, имеющего определенную массу. Вследствие этого этот показатель имеет особое значение при проведении операций купле-продажи между поставщиком и покупателем для определения количества продукта на всем пути следования нефти и нефтепродуктов от добычи до переработки и от переработки до потребителей. В качестве примера можно привести объемно-массовый метод, используемый для определения массы брутто нефти [4].

Его применение сводится к измерению объема  и плотностипродукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению):

, (3.1)

где - масса брутто продукта, т;

- объем продукта, м3;- плотность продукта, приведенная к условиям измерения, т/ м3.

Количество нефти и нефтепродуктов определяют согласно ГОСТ 26976-86 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы”.

Согласно ГОСТ 3900 “Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.”, для измерения плотности нефти применяются ареометры, пикнометры и плотнометры.

Точность ареометрического метода выражается следующими показателями:

Сходимость – два результата измерений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0005 г/см3для прозрачных продукто; 0.0006 г/см3– для темных и непрозрачных продуктов.

Воспроизводимость – два результата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0012 г/см3для прозрачных продукто; 0.0015 г/см3– для темных и непрозрачных продуктов.

Точность пикнометрического метода регламентируется одинаковыми нормами сходимости и воспроизводимости результатов измерений: расхождение двух результатов с 95%-ной доверительной вероятностью не должно превышать 0.0006 г/см3.

studfiles.net

Нефть как товар

Нефть (тур. neft, от перс, нефт; восходит к аккадскому напатум — вспыхивать, воспламенять) — жидкое горючее полезное ископаемое. Залегает обычно в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известняках) на глубине 1,2—2 км и более. Маслянистая жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом. Добывают нефть скважинным, редко шахтным способами. Используется нефть с 6-го тысячелетия до н.э.

Качество сырой нефти и получаемых нефтепродуктов зависит от ее состава. По химическому составу нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, а также кислорода, азота, серы и других элементов. Менее всего колеблется элементный состав: 82,5 — 87 % С; 11,5 — 14,5% Н; 0,05-0,35, редко до 0,7% О; 0,001-5,3% S; 0,001-1,8 % N. В незначительных количествах в нефти содержатся хлор, йод, металлы — вольфрам, никель, железо, натрий, калий, медь, всего свыше 20 элементов. Углерод и водород присутствуют в виде углеводородов, кислород и азот — в виде разнообразных соединений, сера — как в свободном, так и в связанном состоянии.

Важный этап добычи нефти — отделение попутного газа, осуществляемое в газонефтяном сепараторе. Далее от нефти отделяют пластовую воду с минеральными солями (в сырой нефти до 10 % воды и до 4 г/л солей; остаточное содержание солей после отделения пластовой воды — не более 50 мг/л). На нефтеперерабатывающих заводах из сырой нефти после дополнительного обессоливания путем перегонки получают бензин, дизельное топливо, мазут, нефтяные масла и другие продукты.

Качество нефтепродуктов в значительной степени зависит от наличия в них примесей нафтеновых кислот, смол, фенолов, аминов. Именно они определяют соответствие продуктов переработки нефти современным экологическим требованиям.

Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав.

Плотность нефти зависит от содержания парафиновых углеводородов и смол. Для ее характеристики используются показатели относительной плотности (г/см3) и плотности Американского института нефти (API), измеряемой в градусах. Относительная плотность равна отношению массы нефти к массе воды одинакового объема.

Плотность API = (141,5/относительная плотность — 131,5).

Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество нефтепродуктов.

По содержанию серы нефть в России и Европе подразделяют на малосернистую (до 0,5 %), сернистую (0,51 — 2%) и высокосернистую (более 2 % ). В США по содержанию серы нефть классифицируют как сладкую (до 0,5 %), среднесладкую, или среднекислую (0,51 — 2%), и кислую (более 2%). Происхождение термина «сладкая нефть» носит исторический характер: раньше в Америке использовали ламповый керосин, сладковатый на вкус.

Соединения серы в товарной нефти не допускаются, так как они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол и вызывают коррозию металлов.

Важным показателем химического состава нефти является ее фракционный состав. Он определяется по температуре кипения ее составных частей. Фракция нефти — это доля (группа) углеводородов, выкипающая (испаряющаяся) в определенном интервале температур. Температуры начала и конца кипения называются границами кипения фракций, или пределами выкипания.

Фракции, выкипающие при температуре до 350 °С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая после отбора светлых дистиллятов, называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции — темные. Как правило, сырая нефть содержит:

• мазут — температура кипения выше 430 °С;

• газойль — 230-430 °С;

• керосин — 160 — 230 °С;

• нафта - 105—160 °С;

• бензин - 32—105 °С;

• углеводородные газы — ниже 32 °С.

Различные типы нефти сильно различаются по составу. В легкой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелой — газойля и мазута. Наиболее распространена нефть с содержанием бензина 20 —30 %.

Нефть

Относительная плотность, г/см3

Плотность API, API

Легкая................

0,800-0,839

37,1-45,4

Средняя .............

0,840-0,879

29,5-37,0

Тяжелая .............

0,880-0,920

22,3-29,3

Очень тяжелая ..

Более 0,920

Менее 22,3

Качество нефти связано также с содержанием в ней воды и механических примесей. Вода не только осложняет переработку нефти, но и ухудшает качество нефтепродуктов, снижая теплопроводную способность и вызывая коррозию металлических деталей оборудования. Механические примеси (песок, глина и частицы твердых пород) снижают производительность нефтяного оборудования.

Кроме всего перечисленного качество нефти характеризуется вязкостью. Чем вязкость меньше, тем легче осуществляются транспортирование нефти по трубопроводам и ее переработка.

В мировой практике различие в ценах на нефть определяется содержанием в ней светлых нефтепродуктов, а качество оценивается по плотности и содержанию серы.

Нефть — это биржевой товар. На мировых рынках торгуют десятью общепризнанными марками, наиболее известными из которых являются WTI (Западно-Техасская средняя), котируемая на Нью-Йоркской бирже NYMEX (New York Merchandise Exchange), и Brent, котируемая на Лондонской бирже IPE (International Petroleum Exchange). Обе марки котируются также на Сингапурской бирже SIMEX. Страны ОПЕК (Организация стран —экспортеров нефти) реализуют сорта Saharan Blend (Алжир), Minas (Индонезия), Bonny Light (Нигерия), Arabian Light (Саудовская Аравия), Dubai (ОАЭ), Tia Juana (Венесуэла) и Isthmus (Мексика).

Россия экспортирует нефть под двумя марками, являющимися смесью различных сортов, — Urals и Siberian Light. Urals — основная российская экспортная нефть. Siberian Light — выше качеством и ценится немного дороже. В основном российская нефть поставляется в Европу. Цена на нефть марки Urals сильно зависит от объема поставок нефти Ираком, так как иракская нефть Kirkuk по качеству близка к российской.

Экспортная российская нефть классифицируется по физико-химическим свойствам в соответствии с ТУ 39-1623 — 93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта».

Характеризуя нефть по нескольким показателям, ТУ 39-1623— 93 подразделяет ее на четыре основных типа:

1-й

2-й

3-й

4-й

Плотность при 20 °С,

кг/м3, не более...................................

850

870

890

895

Выход фракций,

объемных %, не менее:

при температуре до 200 °С.........

25

21

21

19

при температуре до 300 °С.........

45

43

41

35

при температуре до 350 °С.........

55

53

50

48

Содержание серы, %, не более........

0,6

1,8

2,5

3,5

По содержанию серы определяется класс нефти. По выходу фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, нефть подразделяется на типы. По потенциальному содержанию масел идет классификация нефти на группы. По индексу вязкости масел нефть делится на подгруппы. Виды нефти характеризуются содержанием алканов и парафинов.

Эта технологическая классификация может быть использована при сортировке нефти и оценке качества получаемых из нее нефтепродуктов. Существенное значение она приобретает в связи с ужесточением требований Европейского союза к экологическим характеристикам продукции, получаемой при переработке нефти. Несоблюдение этих требований может привести к сокращению экспортных возможностей нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей. В связи со значимостью для экономики России нефтяного экспорта необходимо рассмотреть ситуацию с объемом добычи, внутренним потреблением и экспортными ресурсами страны.

На территории России открыто около 2000 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Наиболее старыми и истощенными районами нефтедобычи являются Урало- Поволжский район, Северный Кавказ и остров Сахалин. На пике своего развития находятся месторождения Западной Сибири и Тимано-Печорского региона. Начинают осваиваться месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также шельфы российских морей. Наиболее перспективны при условии крупных капиталовложений Юрубчено-Тахомская нефтегазоносная зона (Эвенкийский АО), Среднеобинское и Талаканское нефтегазовые месторождения (Республика Саха), Верхнечонское нефтегазовое месторождение (Иркутская обл.) и месторождения Красноярского края.

По прогнозу добыча нефти в России к 2020 г. может составить 600 млн т в год. Пока же объем добычи составляет около 350 млн т (10% мировой добычи), из них более 40% поставляются на экспорт. Сегодня Россия по объемам добычи занимает третье место в мире после Саудовской Аравии и США. Доказанные запасы нефти в России составляют 6,6 млрд т, или 5 % мировых запасов. Однако уровень потребления нефти в стране остается крайне низким: его показатель на душу населения в 1,8 раза ниже чем в странах ЕС, в 3 раза ниже, чем в Канаде, и в 3,5 раза ниже, чем в США.

Восстановление отечественной нефтедобывающей промышленности началось после экономического кризиса 1998 г., когда в результате девальвации рубля и снижения издержек на нефтедобычу, а также роста цен на нефть на мировом рынке значительно увеличились инвестиции в нефтяной бизнес.

Существенным препятствием для России на пути к увеличению поставок нефти на мировой рынок являются ограниченные транспортные мощности. Основные магистральные трубопроводы ориентированы на старые районы добычи, а транспортная система, связывающая новые, перспективные месторождения с потребителями, развита недостаточно. Однако ввод в эксплуатацию в 2001 г. двух новых трубопроводных систем — Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и Балтийской трубопроводной системы (БТС) — обеспечил дополнительные экспортные маршруты через Черное и Балтийское моря.

Нефтяной комплекс России — это 11 крупных нефтяных компаний, на долю которых приходится 90,8 % общего объема нефтедобычи, и 113 мелких компаний. Нефтяные компании осуществляют полный комплекс работ — от разведки, добычи и переработки нефти до ее транспортирования и сбыта нефтепродуктов. Крупнейшими российскими компаниями являются ЛУКОЙЛ, ЮКОС, ТНК, «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», «Татнефть», «Роснефть», «Славнефть» и «Сиданко».

Похожие статьи

znaytovar.ru

14. Показатели качества товарной нефти по гост р 51858 – 2002.

Государственный стандарт России «Нефть. Общие технические ус­ловия. ГОСТ Р 51858—2002» с 1 июля 2002 г. вводит два термина:

СЫРАЯ НЕФТЬ - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит:

  • растворенный газ,

  • воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства:

  • жидких энергоносителей:

  • бензина, керосина, дизельного топлива, мазута;

  • смазочных масел, битумов и кокса.

ТОВАРНАЯ НЕФТЬ (НЕФТЬ) - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с тре­бованиями действующих нормативных и технических документов, при­нятых в установленном порядке.

В соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51858—2002 нефть подразделяется на классы, типы, группы качества и виды. Фактор влияния человека в этой классификации учитывается в нормах групп качества, определяемых качеством подготовки добываемой нефти к транспорту от добывающих предприятий до потребителей (нефтепере­рабатывающих заводов - НПЗ).

КЛАССЫ. В зависимости от массовой доли серы в нефти выделяется 4класса товарной нефти.

ВИДЫ. По содержанию сероводорода и меркаптанов товарную нефть подразделяют на 3вида.

В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной не­фти (шифр) состоит из четырех цифр, разделенных точками, каждая из которых соответствует обозначению значения показателей:

• (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти.

При поставке нефти на экспорт к обозначению типа товарной не­фти добавляется индекс «э».

15. Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях.

Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки сква-жинной продукции нефтяного месторождения в соответствии с требо­ваниями ГОСТ Р 51858—2002 и сложившейся практикой промыслового обустройства нефтяных месторождений может быть пред­ставлена в следующем виде, см. рис.

Скважинная продукция из эксплуатационных скважин 1 поступает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 2. Блок дозирования химических реагентов 3 (деэмульгаторов, ингибиторов кор­розии, солеотложения и т.д.) может быть смонтирован в любой точке трубопроводов промысловой системы транспорта на участке от скважи­ны до установки подготовки нефти (УПН). При сборе нефти с высокой температурой потери текучести или высоковязкой нефти для обеспече­ния их постоянной текучести применяются различного рода подогрева­тели. Подогрев продукции скважин в выкидных линиях производится устьевыми подогревателями типа УН—0,2 или ПТТ—2. Для подогре­ва продукции скважин в нефтегазосборных трубопроводах применяют­ся путевые подогреватели 4 типа ПП—0,63 или трубопроводные нагре­ватели типа ПТ.

Первая ступень сепарации нефтяного газа производится на дожимных насосных станциях (ДНС) 5. Отделяемый нефтяной газ первой сту­пени сепарации направляется на установку подготовки газа (УПГ) 10 и далее потребителю, например, на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Установка подготовки нефти (УПН) представляет собой последова­тельный комплекс технологических процессов:

  • полного разгазирования нефти 6,

  • её «глубокого» обезвоживания 7 до нормы группы качества по ГОСТ Р 51858-2002,

  • обессоливания товарной нефти 8 до требуемой нормы группы каче­ства по ГОСТ Р 51858-2002

  • стабилизации товарной нефти 9, то есть снижения её давления на­сыщенного пара (ДНИ) ниже 66,7 кПа при 37,8 °С.

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как прави­ло, используется на собственные нужды или после компримирования направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации не­фтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвожи­вание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой оста­точной обводнённостью в соответствии с требованиями технических условий ГОСТ Р 51858—2002. Ступень обессоливания нефти 8 необхо­дима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе то­варной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле.

Далее товарная нефть направляется на узел контроля её качества, то есть соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858—2002, и коммер­ческого учета её количества (УУН — узел учета товарной нефти) 11. После оформления документов (подписания акта приёма-сдачи товарной не­фти и её характеристики) товарная нефть насосами внешней перекачки (НВП) 12 поступает транспортной (как правило, трубопроводной) орга­низации для её дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

Если скважинная продукция обводнена более чем на 20% масс., то на ДНС может быть запроектировано предварительное обезвожива­ние (сепарация нефти и воды) скважинной продукции. При этом основ­ное технологическое требование действующих норм заключается в том, чтобы сбрасываемые пластовые воды имели качество, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды) и направление их непосредствен­но на кустовые насосные станции (КНС) 16 системы поддержания пла­стового давления (ППД).

При глубоком обезвоживании нефти 7 дренажная вода направля­ется на очистные сооружения (ОС) 15, где нефтепромысловые сточные воды очищаются от остаточной капельной нефти и механических при­месей до показателей качества воды, обеспечивающих оптимальную закачку их в продуктивные пласты. С очистных сооружений вода на­правляется на кустовые насосные станции (КНС) 16, откуда она по вы­соконапорным водоводам поступает в нагнетательные скважины 17.

Дефицит воды для поддержания пластового давления восполняется за счет внешних ресурсов (источников):

  • водоемов пресной воды,

  • водоносных горизонтов и т.д.,

откуда водозаборами 13, пресная (или минерализованная) вода посту­пает на установку подготовки пресной (или минерализованной) воды 14, затем на КНС 16 и по высоконапорным водоводам в пласт через на­гнетательные скважины 17.

studfiles.net

1.2.Общая характеристика нефти.

1.2.1. Химические и физические свойства нефти.

В пластовых условиях нефть граничит с водой. В результате из скважины поступает водонефтяная смесь, которая может содержать 95% воды. Эта вода обычно сильно минерализирована, поэтому главным элементом подготовки нефти к транспорту является ее обезвоживание и обессоливание, кроме того, нефть необходимо дегазировать и отделить механические примеси. В нефтепроводах нефть разных предприятий смешивается. При продаже каждой партии нефти необходимо описание качества сырья, входящего в партию.

Для описания качества нефти используются различные классификации, основанные на объединении в группы видов сырья близких по физическим свойствам и химическому составу.

Главными параметрами химического состава нефтиявляются: содержание серы, растворимость высокомолекулярных углеводородов,преобладающих в составе сырья, класс углеводородов и содержание некоторых металлов.

Основными химическими элементами, входящими в состав нефти, являются углерод (82-87%, здесь и далее - массовые проценты), водород (11-15%), сера (до 7%), азот (до2,2%) и кислород (до 1,5%). В незначительных количествах содержатся и другие элементы, но для описания качества нефти важно лишь содержание тяжелых металлов, таких как ванадий.

Соединения серы вызывают ускоренную коррозию металлов, поэтому чем выше их содержание в нефти, тем быстрее изнашивается оборудование нефтеперерабатывающего завода, тем выше амортизационные отчисления и выше стоимость переработки. Чем выше содержание серы в дизельном топливе и мазуте, тем быстрее изнашиваются двигатели и котлы, где используются эти топлива, поэтому стандарты ограничивают содержание серы в топливах. Кроме того, соединения серы, попадая в атмосферу, вызывают "кислотные" дожди, поэтому экологическое законодательство также ограничивает содержание серы в топливах.

По содержанию серы, согласно классификации, принятой на мировом рынке, нефти и газовые конденсаты делятся на малосернистые, сернистые и высокосернистые (табл.1). Сера содержится в нефти как в виде химических соединений. так и в веди коллоидных частиц.

Таблица 1 Международная классификация нефтей и газовых конденсатов по содержанию серы

Нефти, газовые конденсаты

Содержание серы

Малосернистая сырая нефть (sweet crude oil, non-corrosive crude oil, low-sulfur)

до 0,5%

Сернистая сырая нефть (medium sour)

от 0,5 до1,5%

Высокосернистая сырая нефть (sour crude oil, high-sulfur)

от 1,5 до 3 и более %

Нефть состоит в основном из углеводородов. Из различных нефтей выделено более800 индивидуальных углеводородов. В зависимости от структуры молекул углеводороды делятся на группы, причем нефти состоят преимущественно из углеводородов трех групп: парафиновых или алканов (нормального и изостроения), нафтеновых или циклоалканов и ароматических или аренов. Крайне редко в нефти встречаются углеводороды группы олефинов, которые из-за высокой реакционной способности являются нежелательными компонентами.

В таблице 2 приведено разделение нефтей на четыре типа по групповому составу углеводородов. Из таблицы 2 видно, что практически все типы нефти содержат углеводороды всех трех групп, причем арены (ароматические углеводороды), как правило, преобладают в тяжелых фракциях нефти любого типа.

Таблица 2 Групповой состав фракции 200-4300С нефтей разных химических типов (массовые проценты)

Тип

Основание

Алканы

Циклоалканы

Арены

норм.

изо.

всего

А1

Парафиновые и нафтено-парафиновые

5-25

0,05-6

15-60

15-45

10-70

А2

Нафтено-парафиновое и парафино-нафтеновое

0,5-5

1-6

10-30

20-60

15-70

Б1

Нафтеновое и нафтеново-ароматическое

0

4-10

4-10

20-70

24-80

Б2

Парафино-нафтеновое и нафтеновое

0,5

0,5-30

5-30

20-70

20-80

На технологию транспорта и хранения нефтей влияют физические свойства (вязкость, плотность, фракционный состав, температура застывания и давление насыщенных паров), а также пожаровзрывоопасность, электризация и токсичность.

Согласно международной классификации в зависимости от плотности нефти делятся на легкие, средние и тяжелые (таблица 3). Легкие нефти содержат больше бензиновых керосиновых и дизельных фракций и меньше серы и смол, чем тяжелые.

Таблица 3Международная классификация нефтей и газовых конденсатов по плотности и плотность товарной нефти

Нефти, газовые конденсаты

Пределы изменения плотности

Наиболее вероятное значение плотности

кг/м3

АРI

кг/м3

АРI

Легкие нефти, включая газовые конденсаты (light crude oils)

менее 856

более33

821

40

Средние нефти (medium crude oils)

от 856 до 917

от 33 до 22

872

30

Тяжелые нефти (heavy crude oils)

более 917

менее22

930

20

Товарные нефти:

Брент (Brent)

829-844

38,3-35,3

831

38

Юралс (Urals)

860-870

32,3-30,4

865

31,4

Сибирская легкая (Siberian Light)

830-850

38,2-34,2

840

36,2

Вязкость нефтей России при 20 0С в 1,3 – 310,3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др.

Вязкость нефтей зависит от содержания в них асфальто-смолистых веществ, а также парафина. Высокопарафинистые нефти застывают при положительных температурах (до +30 0С).

Фракционный состав нефти. Фракцией называют смесь компонентов нефти, выкипающую (конденсирующуюся) в указанном интервале температур. Обычно в России применяются обозначения фракций, приведенные в таблице 4

Таблица 4Обозначение фракций нефтей согласно российской традиции

Название фракции

Температура кипения, 0С

начало

конец

Атмосферная перегонка, светлые фракции

Бензиновая

н. к.

200

Лигроиновая (тяжелая нафта)

140

180

Керосиновая

140

240

Дизельная

180

350

Темные фракции

Мазут (остаток атмосферной перегонки)

350

-

Вакуумная перегонка мазута по топливной схеме

Вакуумный газойль

350

500

Гудрон (вакуумный остаток)

500

-

Вакуумная перегонка мазута по масляной схеме

Легкая масляная

300

400

Трансформаторный дистиллят

350

420

Средняя масляная

400

450

Машинный дистиллят

420

490

Тяжелая масленая (цилиндровый дистиллят)

450

490

Гудрон (вакуумный остаток)

490

-

В России нефтяные фракции принято делить на две группы: светлые фракции с температурой кипения ниже 350 0С и темные – с температурой кипения выше 350 0С. Светлые нефтяные фракции являются сырьем для нефтехимии, производства бензина, авиакеросина и дизтоплива, поэтому, обычно чем выше их содержание при первичной перегонке, тем дороже нефть.

На мировом рынке для описания товарной нефти принято разделение нефти на фракции, получаемые при атмосферной перегонке, которое приведено в таблице 5.

Таблица 5 Обозначение фракций нефтей, принятое на мировом рынке

Название фракции

Температура кипения, 0С

начало

конец

Легкая нафта (Light Naphtha)

н.к.

90

Средняя нафта (Intermediate Naphtha)

90

150

Тяжелая нафта (Heavy Naphtha)

150

180

Керосиновая (Kerosine)

180

240

Легкий газойль (Light Gas Oil)

240

320

Средний газойль (Intermediate Gas Oil)

320

375

Мазут (остаток атмосферной перегонки – Residue)

375

-

Температура начало кипения сырья обычно указывают как отдельный показатель качества и обозначают н.к. Температура начала кипения нефти иконденсата меняется от 30 до 150 0С, хотя сырье с температурой начала кипения 300С можно безопасно транспортировать только зимой.

Давление насыщенного пара нефти и конденсата показывает достаточно ли они стабильны для транспортировки. Стабилизация сырья состоит в отделении растворенных газов при помощи сепараторов, с последующим отделением растворенных газов и легкокипящих фракций в стабилизационных колоннах. В стабильной нефти может оставаться до 1,5 %растворенных газов. Согласно стандартам давление насыщенного пара стабильного конденсата при нормальных условиях должно быть не более 66,7 килопаскалей (кПа) (500 мм.рт.столба). Давление насыщенного пара стабильной нефти стандартам не нормируется.

Температура застывания нефти и конденсата меняется от –60 до +34 0С. Этот показатель в основном используется для определения условий транспортировки сырья.

Температура вспышки нефти и конденсата – это минимальная температура, при которой их пары образуют с воздухом смесь, способную воспламеняться от искры. Она обычно меня6ется от 17 до 120 0С и также определяет условия транспортировки и хранения сырья.

Взрывоопасность нефтей характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел – это концентрация паров нефти в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризация нефтей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении частиц нефтей между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статистического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же нефтей достаточно разряда с энергией 4-8 кВ.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичность нефтей заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применение изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.

studfiles.net

Мировой рынок нефти

Нефть - горючая маслянистая жидкость, относящаяся к группе горных осадочных пород наряду с песками, глинами и известняками; отличается исключительно высокой теплотворностью: при горении выделяет значительно больше тепловой энергии, чем другие горючие смеси. Нефть добывают и используют с 6-го тысячелетия до н.э. Наиболее древние промыслы известны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычу-ань.

Химический состав нефти

В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и зольную составные части, а также порфирины и серу. Углеводороды, содержащиеся в нефти, подразделяют на три основные группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые (парафиновые) УВ химически наиболее устойчивы, а ароматические - наименее устойчивы (в них минимальное содержание водорода). При этом ароматические углеводороды являются наиболее токсичными компонентами нефти. Асфальтосмолистая составная нефти частично растворима в бензине: растворяемая часть - это асфальтены, нерастворяемая - смолы. Интересно, что в смолах содержание кислорода достигает 93% от его общего количества в составе нефти. Порфирины - это азотистые соединения органического происхождения, они разрушаются при температуре 200-250°С. Сера присутствует в составе нефти либо в свободном состоянии, либо в виде соединений сероводородов и меркаптанов. Зольная часть нефти - это остаток, получаемый при ее сжигании, состоящий из различных минеральных соединений.

Сырая нефть и ее характеристики

Нефть, получаемую непосредственно из скважин, называют сырой. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима ее промышленная обработка: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава нефти т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты.

Важнейшими характеристиками сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей.

Плотность

Одно из главных свойств непереработанной нефти - это ее плотность, которая зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность, выраженная в г/см3, так и плотность, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах.

Относительная плотность = масса соединения/ масса воды API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5,

Нефть

Относительная плотность, г/см3

Плотность API, °API

Легкая

0,800-0,839

36°-45,4°

Средняя

0,840-0,879

29,5°-36°

Тяжелая

0,880-0,920

22,3°-29,3°

Очень тяжелая

более 0,920

Менее 22,3°

Измерение плотности предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. При характеристике плотности отдельных фракций нефти следует, прежде всего, отметить возрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большей части случаев, имеет исключения. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов.

Содержание серы

По содержанию серы нефть в Европе и России подразделяют на малосернистую (до 0,5%), сернистую (0,51-2%) и высокосернистую (более 2%), в США - на сладкую (до 0,5%), среднесладкую/ среднекислую (0,51-2%) и кислую (более 2%). Классификация, принятая в США, кажущаяся на первый взгляд необычной, имеет, однако, прямое отношение к вкусу. На заре добычи нефти в Пенсильвании, получаемый из нее керосин использовался в качестве лампового масла для освещения помещений. Керосин с большим содержанием серы давал отвратительный запах при сгорании, поэтому больше ценился керосин с низким содержанием серы, сладкий на вкус. Отсюда и произошла эта терминология.

Соединения серы в составе нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо.

studfiles.net

Нефтепродукты товарная характеристика - Справочник химика 21

    КЛАССИФИКАЦИЯ И ТОВАРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.121]

    КЛАССИФИКАЦИЯ И ТОВАРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОДУКТОВ И НЕФТЕЙ. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ. ПОДГОТОВКА СЫРЬЯ К ПЕРЕРАБОТКЕ [c.157]

    Классификация и товарная характеристика нефтепродуктов 95 [c.95]

    Основной целью настоящего раздела практикума является ознакомление студента со стандартными или унифицированными методами исследования нефтей и нефтепродуктов, а также с этапами исследования нефтей для получения их товарной характеристики. Однако с учетом уровня современных физико-химических методов исследования нефтей и нефтепродуктов и их многообразия выполнение этой задачи в полном ее объеме доступно только коллективу квалифицированных инженеров и лаборантов-Очевидно, студент должен проделать только наиболее важные испытания и определить те показатели качества, которые характерны для данных нефтяных фракций, например температура застывания, содержание серы и цетановое число для дизельных топлив, вязкость и коксуемость или содержание смол для остатков и такие общие свойства исходной нефти, как содержание серы, смол, фракций до 200 и 350 °С. В конце глав 3 и 4 дано [c.52]

    Вязкость является важнейшей товарной характеристикой смазочных масел, применяемых в условиях жидкостного трения. Знание вязкости необходимо также при перекачке нефтепродуктов по трубопроводам. Вязкость углеводородов имеет не менее важное аналитическое и теоретическое значение. [c.101]

    КЛАССИФИКАЦИЯ И ТОВАРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ И НЕФТЕЙ ОСНОВНЫЕ ГРУППЫ НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.157]

    КЛАССИФИКАЦИЯ И ТОВАРНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.114]

    Для проведения анализов и определения качественной характеристики нефтей, их дистиллятов, полупродуктов и товарной продукции на всех предприятиях, имеющих дело с добычей и переработкой нефтей, а также сбытом нефтепродуктов, организуется определенная система лабораторного контроля. [c.4]

    В книге изложены основные понятия о качественной характеристике нефтепродуктов, об особенностях и сущности методов их испытания указано значение контроля качества нефтепродуктов дано описание приборов, лабораторной посуды и другого оборудования, применяемого в контрольных и товарных нефтяных лабораториях описана организация лабораторных работ и техника их проведения приведены сведения по технике безопасности при проведении лабораторных анализов. [c.2]

    Круг технических требований к товарным характеристикам, по которым оцениваются нефтепродукты, также сильно расширился и усложнился. Методы определения качеств и числовые величины характеристик изменяются, усложняются и становятся все более строгими и совершенными по мере развития индустрии и повышения требований к количеству сортов и качествам нефтепродуктов. [c.49]

    На практике при переработке нефти имеет значение не то, сколько светлых фракций выкипает в нефти при ее перегонке на АРН-2, а то, сколько светлых нефтепродуктов товарного качества можно получить из нефти при перегонке ее в промышленных условиях. В этом случае характеристикой нефти является потенциальное количество суммы светлых нефтепродуктов, [c.233]

    Содержание гетероатомных соединений нефти и их состав в различных типах нефтей варьируют в широких пределах. Эти соединения являются коррозионноактивными и отрицательно сказываются на товарных характеристиках моторных топлив и экологии окружающей среды при применении топлив. Основная масса кислорода, серы, азота, хлора, металлов, связанная с различными углеводородными радикалами, концентрируется в высокомолекулярной части нефти, и только в результате ее переработки часть указанных элементов появляется в светлых нефтепродуктах. Пластовая вода, которая сопутствует нефти, всегда содержит коррозионноактивные компоненты — растворенные соли, преимущественно хлориды и гидрокарбонаты натрия, кальция, магния, меньше — карбонаты и сульфаты. [c.315]

    Особенно тщательный контроль ведется за качеством товарной продукции, отгружаемой или отпускаемой потребителям, так как оно является важнейшим фактором, определяющим эксплуатационную характеристику потребляющих нефтепродукты двигателей и механизмов. [c.4]

    Если проба отбиралась из резервуара, то в паспорте указывается, при каком уровне нефтепродукта была отобрана проба. Если в последующем количество нефтепродукта в резервуаре увеличится, то паспорт считается недействительным, так как увеличение количества связано с поступлением в резервуар какого-либо продукта или его компонента, могущего повлиять на качественную характеристику товарного нефтепродукта, проба которого анализировалась. [c.114]

    Характеристика товарных нефтепродуктов [c.125]

    Напомним, что аппроксимационный или граничный вариант работы установки либо предприятия в целом — это такой вариант, когда фиксированы выпуск определенного набора нефтепродуктов качественные характеристики данного набора товарной продукщщ предельно [c.46]

    Осн. принцип послед, исследования Н. сводится к комбинированию методов ее разделения на компоненты с постепенным упрощением состава отдельных фракций, к-рые затем анализируют разнообразными физ.-хим. методами. Наиб, распространенные методы определения первичного фракционного состава Н.-разл. виды дистилляции (перегонки) и ректификации. По результатам отбора узких. .(выкипают в пределах 10-20°С) и широких (50-100°С) фракций строят т. наз. кривые истинных т-р кипения (ИТК) Н., устанавливают потенц. содержание в них отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов (бензиновых, керосино-газойлевых, дизельных, масляных дистиллятов, а также мазутов и гудронов), углеводородный состав, др. физ.-хим. и товарные характеристики. Дистилляцию проводят (до 450 С и вьппе) на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификац. колонками (погоноразделит. способность соответствует 20-22 теоретич. тарелкам). Отбор фракций, вык1шающих до 200 °С, осуществляется при атм. давлении, до 320°С-при 1,33 кПа, выше 320°С-при 0,133 кПа. Остаток перегоняют в колбе с цилиндрич. кубом при давлении ок. 0,03 кПа, что позволяет отбирать фракции, выкипающие до 540-580 С. [c.233]

    Увеличение содержания общей серы в нефтн обусловило и пзме-ненне качества нефтепродуктов, получаемых из нее. С целью уточнения товарной характеристики нефти, поступающей на переработку, было проведено ее нсследование. Проба нефти была отобрана из трубопровода в июне 1962 г. Эта нефть, как показали исследования, более сернистая, чем нефть, исследованная ранее содержание серы 1,85% против 1,59% (по данным БашНИИ НП 1956 г.) и 1,62% (по данным ВНИИ НП, полученным до 1957 г.) (табл. 1). [c.15]

chem21.info

Типы товарной нефти

Типы товарной нефти
Наименование показателя Нормативная величина показателя для нефти типа
Плотность, кг/м3: при 20°С при 15°С 830 и менее 830,0–850,0 850,0–870,0 870,0–895,0 более 895,0
845 и менее 834,5–854,4 854,4–874,4 874,4–899,3 более 899,3
Выход фракций*, %: при 200°С при 300°С при 350°С не менее 30 не менее не менее
Массовая доля парафина*, % не более не более не более    
Примечания – Выход фракций (не менее) и содержание парафина (не более) определяются только для нефтей, поставляемых на экспорт.

 

Нетрудно видеть, что с увеличением номера типа плотность нефти при 20°С возрастает, а выход фракций при 200, 300 и 350 °С уменьшается.

Тип нефти, предназначенной для экспорта, устанавливается по худшему показателю. Так, если по плотности нефть относится к первому типу, а по выходу фракций ко второму, то ее считают нефтью 2-го типа. Массовое содержание парафина в экспортной нефти не должно превышать 2%.

Группа товарной нефти устанавливается в зависимости от степени ее подготовки (табл. 2.2). Чем больше значение номера группы. Тем выше допустимое массовое содержание воды и хлористых солей. В то же время независимо от группы содержание механических примесей не должно превышать 0,05%, а давление насыщенных паров при 38°С – 66700 Па (500 мм рт. ст.).

 

Таблица 2.2.

Группы товарной нефти

Наименование показателя Нормативная величина показателя для нефти группы
Массовая доля воды, % (не более) 0,5 0,5 1,0
Концентрация хлористых солей, мг/л (не более)
Массовая доля механических примесей, % (не более) 0,05
Давление насыщенных паров, Па (не более)

 

Вид товарной нефти зависит от содержания в ней углеводородов и легких меркаптанов (табл. 2.3).

 

Таблица 2.3.

Виды товарной нефти

Наименование показателя Нормативная величина показателя для нефти вида
Массовая доля сероводорода, г/т (не более)
Массовая доля метил- и этилмеркаптана, г/т (не более)

 

Прием нефти для транспортировки по магистральным нефтепроводам и сдача покупателю осуществляется партиями, под чем понимается её любое количество, сопровождаемое одним документом о качестве (паспортом качества). Нефть или смесь нефтей не должна содержать свободного газа, а каждая её партия, сдаваемая грузоотправителем для транспортировки, должна соответствовать требованиям к качеству, установленному ГОСТ Р51858-2002. Сравннение значений показателей качества нефти с нормативными производится на ПСП, при их соответствии составляется паспорт, в котором приводятся данные о физико-химических показателях нефти.

 

Дата добавления: 2015-08-05; просмотров: 138 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Введение | Назначение и классификация нефтепроводов | Устройство магистральных нефтепроводов | Классификация условий строительства | Теплофизические характеристики грунтов | Теплофизическое влияние массива грунта на перекачиваемы продукт. Расчетная температура | Основные конструктивные параметры ЛЧ МН | Прочностной расчёт трубопровода по методу предельных состояниям | Деформируемость трубопровода | Гидравлический расчёт МН |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.004 сек.)

mybiblioteka.su


Смотрите также