Как определить качество нефти?

Добываемая на промыслах нефть содержит много примесей (вода, песок, газ, кусочки породы и так далее). Для того, чтобы подать это сырье в систему магистральных нефтепроводов для дальнейшей транспортировки на нефтеперерабатывающие предприятия или на экспорт, её необходимо предварительно довести до нужного уровня качества.

Для обеспечения качественной переработки, нефти должны соответствовать определенным требованиям по целому ряду параметров.

Как вы думаете, что будет с нефтью в 2022 году?

• Подорожает
• Подешевеет

Просмотреть результаты

 Загрузка ...

Нормируемыми показателями качества товарной нефти являются:

• содержание в ней воды;
• количество примесей механического характера;
• показатель давления насыщенных нефтяных паров;
• содержание солей хлористого вида;
• содержание хлор – органических химических соединений.

Содержание в сырье воды

Воды в промысловой нефти, особенно на  старых месторождениях, может быть до  90, а иногда и до 98-ми процентов, что никак не соответствует необходимым требованиям к товарному сырью.   Содержание воды в нефти нормируется по следующим  причинам:

• нефть с водой может образовывать  эмульсии с высокой вязкостью, и транспортировка такой смеси по трубопроводам на большие расстояния является слишком энергозатратной;
• транспортировка вместе с нефтью пластовой воды является нерациональной, поскольку вода в этом случае выступает в качестве ненужного балласта;
• увеличение за счет такого балласта объемов прокачиваемых  жидкостей приводит к повышению эксплуатационных затрат;
• при низких температурах окружающей среды вода, содержащаяся в нефти, имеет свойство кристаллизоваться, что значительно усложняет её перекачку (забиваются фильтры, ломается насосное оборудование);
• в пластовой воде растворено значительное количество солей, вызывающих коррозионный износ труб и применяемого оборудования.

Государственный стандарт РФ нормирует содержание воды в товарной нефти, которую можно транспортировать посредством магистральных нефтепроводов, на уровне не больше 0,5 – 1,0 процента.

Определение содержания пластовой воды в нефти регламентировано ГОСТ-ом номер 2477.

Примеси механического характера

Кроме пластовой воды и растворенного газа, в промысловой сырой нефти присутствуют механические примеси, которые представляют собой  частицы глины, песка, солевые кристаллы и продукты коррозии добывающего оборудования.

Такие примеси приводят к эрозии нефтепроводных  труб и вызывают появления на их стенках ненужных отложений. Допустимое содержание таких примесей в товарном сырье не может быль более 0,05 процента.

При соблюдении этого параметра срок эксплуатации трубопроводов и применяемого для перекачки оборудования составляет от пяти до семи лет, с допустимой степенью износа в результате эрозии от 0.005 до 0.010 миллиметров в год. Определение концентрации механических примесей регламентировано ГОСТ-ом номер 6370.

Давление насыщенных паров

Необходимость нормирования содержание в добываемом сырье легких углеводородных фракций и растворенных попутных газов вызвана, в первую очередь, опасностью образования при транспортировке паровых пробок, а также повышенной взрыво- и пожароопасностью такого сырья.

Помимо этого, растворенные в нефтяной смеси легкие фракции  углеводородов и попутные  газы затрудняют работу насосного оборудования, которое рассчитано  рассчитанных на определенное значение вязкости рабочей среды и её однородность (газовые пузырьки приводят к разрушению  вращающиеся с высокими скоростями лопаток насоса).

Этот показатель нормируется  по давлению, которое развивают нефтяные пары, находящиеся в состоянии термодинамического равновесия при температурном значении 100 градусов по Фаренгейту (или 37,8 градусов Цельсия). Определение регламентировано ГОСТ-ом номер 1756.

Содержание в нефти хлористых солей

Если содержание таких солей в сырье превышает 200 граммов на литр, то это приводит к повышенному коррозионному износу оборудования.

Электрохимическую коррозию вызывает процесс гидролиза солей. Минеральные соли, растворенные в пластовых водах, могут быть различными,  однако больше всего они представлены хлоридами кальция,  натрия и магния.

Хлористый кальций способен гидролизовываться  до 10 процентов от собственной массы, образуя соляную кислоту.

Хлористый магний может гидролизоваться на 90 процентов, причем способности к гидролизу он не теряет даже при низких значениях температур.

Содержание солей в пластовой  воде измеряется как количество сухого вещества, которое остается после выпаривания одного литра воды. Соленость нефти измеряется миллиграммами хлоридов, в пересчете на NaCl  (поскольку хлорид натрия почти не способен  гидролизоваться), которые содержаться в одном литре нефтяного сырья.

Читать также: Расчёт динамической, кинематической, относительной, условной вязкости нефти

Согласно нормативным требованиям, нефтяное сырье, поступающее для переработки нефти на НПЗ, не должно содержать солей больше 100 – 900 миллиграмм на литр.  Определение регламентирует ГОСТ номер 21534.

Хлор-органические соединения

Среди всех присутствующих в нефтях галогенов самыми проблемными являются хлор-органические химические соединения (сокращенно – ХОС), поскольку они выступают в качестве дополнительного (к хлоридам неорганического ряда) источником коррозии труб и аппаратуры, а также перерабатывающих установок.

Переработка нефти происходит при высоких температурах, которые вызывают разрушение ХОС с последующим образованием агрессивного хлористого водорода. Кроме того, ХОС частично распределяются по выделяемым нефтяным фракциям.

Наибольшую активность ХОС проявляют в процессах предварительной гидроочистки сырой нефти, дизельных видов топлива, а также в аппаратах  риформинга и газового фракционирования. Температуры выкипания ХОС, как правило,  совпадают с температурами  выкипания бензиновых нефтяных фракций, из-за чего основной вред они наносят установкам каталитического риформинга, вызывая быстрое коррозионное повреждение воздействием  HCl. Кроме того, на таких установках происходит  частичная дезактивация используемого катализатора.

ХОС могут попасть в нефтяное сырье как в процессе его  добычи, так и в ходе его транспортировки. Чаще всего это органические реагенты, содержащие хлор и HCl, закачиваемые в пласт вместе с промывочными растворами, при глушении и удалении из продуктивного пласта отложений солей, которые снижают приток сырья к забою скважины.

С  2001 года Министерство энергетики РФ своим постановлением запретило применение хлор-органических реагентов в добывающих  процессах при извлечении нефти. В том же году вышло постановление о нормировании концентрации ХОС в товарной нефти.

Согласно этому нормативу, допустимая концентрация  ХОС  не должна превышать 0,01 ppm. Определение этого параметра производится согласно требованиям стандарта ASTM D 4929-99, который был разработан Американским институтом нефти.

Другие показатели качества нефти

Качество нефти также характеризуется следующими физико-химическими показателями:

Сера и её соединения

Сера и сернистые соединения крайне негативно влияют не только  качество сырой нефти, но и на качество получаемых в процессе переработки нефти  нефтепродуктов.

Такие соединения, значительно уменьшаю уровень химической стабильности ГСМ, а также обладают сильным уровней коррозионной агрессивности, приводящей к износу оборудования, в котором применяются такие ГСМ, и к повышенному износу перерабатывающих установок.  Переработка  нефтей с высоким содержанием общей серы обязательно предусматривает процесс обессеривания, который не нужен при переработке малосернистого сырья.

Этот параметр определяется в соответствии с требованиями  ГОСТ-а номер 1437.

Сероводород и легкие меркаптаны

Сероводород может содержаться как в сырье, так и в нефтепродуктах.  Это соединение представляет собой сильнейший яд, обладающий характерным запахом, напоминающим запах тухлых яиц. При контакте с водой и при высоких температурах сероводород в ступает в реакцию  с металлом оборудования, образуя сульфид железа, который покрывает металлическую поверхность пленкой.

Такая пленка обеспечивает частичную защиту  металла от коррозионного разрушения, однако, в присутствии соляной кислоты эта пленка разрушается. Далее хлористое железо становится водным раствором, а высвобождаемый при этом сероводород снова вступает в реакцию с металлом. Вследствие последовательности таких реакций аппаратура подвергается наиболее сильной коррозии.

Массовая доля сероводорода в товарной нефти не должна выходить за рамки  20 -100 ppm. Определение этого показателя регламентирует ГОСТ номер 50802. Низкомолекулярные меркаптановые соединения также отличаются высокой  коррозионной агрессивностью. Кроме того, такие соединения очень токсичны.

При их воздействии на человека появляются:

• слезоточивость,
• повышенная светочувствительность глаз;
• головокружение;
• сильная головная боль.

Твердый парафин

Необходимость нормирования этого параметра в товарном сырье обусловлена следующими причинами:

• твердый парафин значительно повышает вязкость нефти, что значительно усложняет её перекачку (приходится тратиться на подогрев сырья или смешивать такие нефти с нефтями малой вязкости);
• перекачка высоковязких нефтей требует больших диаметров трубопроводов;
• затраты на перекачивание парафинистых нефтей гораздо выше. Чем маловязких, и требуют применения особых режимов транспортировки ( такое свойство изотермическое высоковязких нефтей, как тиксотропия, представляет собой самопроизвольное повышение  прочности структуры с течением времени и последующее её восстановление после разрушения; проявлением тиксотропии является то, что эффективная вязкость напрямую зависит от скорости перекачивания сырья : чем выше эта скорость – тем меньше вязкость);
• в условиях низких температур твердые парафины постепенно кристаллизуются, что вызывает появление на перекачивающем оборудовании и в трубопроводах парафинистых отложений; эти отложения приводят к засорению  фильтров насосов, и затраты на их замену и ремонт повышают себестоимость сырья;
• чтобы получить из таких нефтей, к примеру,  зимние сорта дизельного или реактивного топлива, а также базовые нефтяные масла с низкой температурой застывания, необходима дополнительная процедура  депарафинизации (лишние затраты);
• битумы, получаемые и парафинистого сырья, отличает  повышенная хрупкость.

Читать также: Каковы запасы нефти в США сегодня?

Определение содержания твердых парафинов регламентировано  ГОСТ-ом номер 11851.

Выход нефтяных фракций с температурами выкипания 200-ти, 300-та и 350-т градусов Цельсия

Этот параметр необходим потому, что потребность в тяжелых нефтепродуктах гораздо меньше, чем в легких (топлива всегда нужно больше, чем мазутов, битума и тяжелых масел). В связи с этим товарная стоимость нефтяного сырья возрастает по мере увеличения в нем содержания светлых нефтяных  фракций.

К таким фракциям относятся:

• бензиновая ( температура выкипания до 200 градусов);
• керосиновая (до 300 градусов);
• дизельная (до 350-ти градусов Цельсия).

Определение фракционного состава нефтяного сырья регламентировано ГОСТ-ом номер 2177.

Тяжелые металлы

В случае переработки тяжелого сырья и нефтяных остатков  с помощью технологии каталитического крекинга, высокое содержание в первоначальном сырье тяжелых металлов (никеля, ванадия и так далее) вызывает быструю дезактивацию катализаторов. Это связано с быстрой коксуемостью такого  сырья, содержащего повышенную долю металлов-ядов.

Адсорбируясь на катализаторе, эти металлы вызывают  блокировку его активных центров,  провоцирую  усиленную дегидрогенизацию (значительно повышается выход водорода, кокса и  олефинов, а выход бензинового топлива, соответственно, снижается).  Такие соединения металлоорганической группы вызывают необратимую дезактивацию применяемых катализаторов.

Кроме значительного падания уровня каталитической активности, такие металлы механически разрушают катализатор. По оценкам специалистов,  отравляющее действие такого металла, как  никель, больше, чем у ванадия  в два – пять раз.

В связи с этим, если  установки каталитического крекинга не оборудованы специальными устройствами для улавливания или дезактивации  отравляющих катализаторы металлов, то сырье для таких установок не должно содержать тяжелых металлов более, чем 2 грамма на тонну.

Определение этого параметра осуществляется либо с помощью эмиссионного спектрального, либо при помощи  спектрометрического атомно-абсорбционного способа, и регламентировано ГОСТ-ом номер 10364.

Плотность сырья при определенных температурах (15-тьи 20-ть градусов Цельсия)

При определении этого важнейшего показателя качества нефти в России приняты следующие стандартные температуры: для дистиллированной воды –  плюс 4-ре градуса Цельсия, для нефти и продуктов её переработки – плюс 20-ть градусов.

В западноевропейских странах и странах Северной и Латинской Америки  при определении плотности применяют температуру 60 градусов по Фаренгейту (15,57 градуса Цельсия). Причем эта температура одинакова и для воды, и для исследуемого продукта.

Необходимость нормирования этого параметра в первую очередь  связана с операциями отгрузки и приемки, поскольку в основном контроль объемов передаваемой из рук в руки нефти производится в объемных единицах, а торговые операции на территории нашей страны производятся в единицах массы.

Если плотность определена неверно (даже во втором знаке после запятой), то потери при совершении торговых сделок могут составить до 10-ти процентов (иногда – и больше).

Определение этого параметра регламентировано  ГОСТ-ом Р номер 3900 (для температуры 20 градусов Цельсия) и  ГОСТ-ом Р номер 51069 (соответствует американскому стандарту ASTM D 1298-99) для температуры 15 градусов.

Требования к промысловой нефти

Сдача сырья на нефтяных промыслах после его предварительной подготовки  до настоящего момента осуществляется согласно требованиям  ГОСТ-а Р номер 51858-2002.

Согласно этим требованиям, товарная  нефть в зависимости от уровня своей подготовленности делится на три группы, каждая из которых имеет свое условное обозначение:

• первая группа (I):

1. содержание воды – не больше 0,5 процента;
2. содержание хлористых солей – не больше 100 миллиграмм на кубический дециметр;
3. доля примесей механического характера – не более 0,05 процента;
4. значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля;
5. концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

Читать также: Каковы запасы нефти и на сколько лет её хватит?

• вторая группа (II):

1. содержание воды – не больше 0,5 процента;
2. содержание хлористых солей – не больше 300 миллиграмм на кубический дециметр;
3. доля примесей механического характера – не более 0,05 процента;
4. значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля;
5. концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

• третья группа (III):

1. содержание воды – не больше 1,0 процента;
2. содержание хлористых солей – не больше 900 миллиграмм на кубический дециметр;
3. доля примесей механического характера – не более 0,05 процента;
4. значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля;
5. концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

По такому показателю, как содержание общей серы, нефть делится на четыре класса:

• малосернистая (количество серы – не более 0,60 процента) (класс 1);
• сернистая – (от 0,61 процента до 1,80 процента) (класс 2);
• высокосернистая (от 1,81 до 3,50 процента) (класс 3);
• особо высокосернистая (более 3,50 процента) (класс 4).

По плотности при температуре 20 градусов Цельсия все классы нефти делятся на пять типов:

• тип 0 – особо легкая нефть (плотность не более 830,0 килограмм на кубометр);
• тип 1 – легкая нефть  (плотность от 830,1 до 850,0 килограмм на кубометр);
• тип 2 – средняя (от 850,1 до 870,0);
• тип 3 – тяжелая (от 870,1 до 895,0);
• тип 4 – битумозная (более 895-ти килограмм на кубометр).

Исходя из приведенной выше классификации, условное обозначение нефти – это три цифры, обозначающие класс, тип и группу. В случае. Когда качественные характеристики сырья по каким-либо показателям соответствуют более высокой группе, а по некоторым –  более низкой, то такой нефти присваивается более высокая группа (на один разряд выше).

По результатам испытаний условное  обозначение нефтяного сырья заносится в специальный паспорт качества.

Стоит отметить тот факт, что требования к качеству нефти, идущей на внутреннее потребление, и требования к качеству экспортного сырья, отличаются друг от друга. Кроме того, некоторые измерения производятся согласно международным стандартам, разработанным Американским институтом нефти. Например, плотность экспортного сырья измеряется при температуре 15 градусов, и тогда типы нефти имеют следующие параметры:

• тип 0 – особо легкая нефть (плотность не более 833,7 килограмм на кубометр);
• тип 1 – легкая нефть  (плотность от 833,8 до 853,6 килограмм на кубометр);
• тип 2 – средняя (от 853,7 до 873,5);
• тип 3 – тяжелая (от 873,6 до 898,4);
• тип 4 – битумозная (более 898,4 килограмм на кубометр).

Также на экспорт не допускается отправка нефти, в которой массовая доля твердого парафина превышает показатель 6 процентов. В условном шифре, обозначающем качественные характеристики нефти, поставляемой на экспорт, после цифры, обозначающей её тип, ставится литера «э».

Подобные различия в требованиях к качеству внутреннего и экспортного сырья обусловлены: во первых, требованиями зарубежных потребителей к стандартизации методов и условий проводимых измерений; во-вторых, более совершенными технологиями переработки нефти западных НПЗ, которые очень требовательны к качеству сырья; в-третьих, гораздо более высокой стоимостью барреля «черного золота» на мировом рынке по сравнению с внутренним (это дает право покупателю в условиях жесткой конкуренции среди продавцов  выставлять свои условия, при которых он готов совершить покупку).