Файл: Исследование физикохимических характеристик нефти ЮжноНюрымского месторождения (хмаоюгра) удк 665. 61(571. 16).docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 185
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Содержание механических примесей
Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии.
В резервуарах, отстойниках и трубах при подогревании нефти высокодисперсные механические примеси частично коагулируются при выпадении на дно или отложении на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. Этот осадок приводит в дальнейшем к уменьшению производительности аппаратов, а также к уменьшению его теплопроводности [58].
Хлористые соли
Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке. Корродирующим фактором в нефти является в первую очередь присутствие хлоридов. При нагреве нефти в которой содержится очень маленькое количество воды до 120°С происходит интенсивный гидролиз хлоридов, в котором сразу начинает выделятся корродирующий агент – хлористый водород HCl.
При перегонке нефти в которой содержатся хлористые соли, сероводород начинает реагировать с железом и образовывать в воде нерастворимый сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Выделившийся хлористый водород разлагает защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. Поверхность металла в таком случае обнажается и начинает протекать интенсивная сопряженная коррозия с сероводородом и хлористым водородом [59].
2 ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Исследования нефти проводились в химико-аналитической лаборатории ПАО «Сургутнефтегаз».
Объектом исследования является нефть Южно-Нюрымского месторождения.
Южно-Нюрымское месторождение было открыто в 2010 году, а введено в эксплуатацию в 2016 году. Обводненность нефтяной эмульсии составляет 35 % масс. Для получения товарной нефти с содержанием воды не более 0,5 % масс. На установке подготовки нефти Южно-Нюрымского месторождения используют современные аппараты – трехфазные сепараторы типа «Хитер-тритер» 1-го (для предварительного сброса пластовой воды) и 2-го (для глубокого обезвоживания) типов. Также для более эффективного разделения эмульсии подача реагента-деэмульгатора осуществляется в двух точках: на входе УПН и на входе в трехфазный сепаратор типа «Хитер-тритер» 2-го типа ХТ-2/1 и ХТ-2/2.
Характеристики сырья, материалов, реагентов и готовой продукции приведены в таблице 1 [47].
Таблица 1 – Характеристика исходного сырья и изготавливаемой продукции
2.1 Методики выполнения измерений
Определение плотности
Плотность – один из важнейших и широко употребляемых показателей качества нефти и нефтепродуктов.
Плотность определяется как масса единицы объема при определенной температуре и измеряется в кг/м3, г/см3 или г/мл. На практике имеют дело чаще с безразмерной величиной - относительной плотностью.
Плотность нефти и нефтепродуктов определяют двумя методами – с использованием ареометра, и с использованием пикнометра. В данной лаборатории используется первый метод.
Метод применяется для определения плотности нефти и нефтепродуктов ареометром для нефти[56]. ≥π®π©∞µβ
Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С.
Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая образования пузырьков и потерь от испарения. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой. Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности по термометру ареометра (при испытании темных нефтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополнительным термометром. Температуру поддерживают постоянной с погрешностью не более 0,2 °С.
Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии.
В резервуарах, отстойниках и трубах при подогревании нефти высокодисперсные механические примеси частично коагулируются при выпадении на дно или отложении на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. Этот осадок приводит в дальнейшем к уменьшению производительности аппаратов, а также к уменьшению его теплопроводности [58].
Хлористые соли
Наличие солей в нефти причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке. Корродирующим фактором в нефти является в первую очередь присутствие хлоридов. При нагреве нефти в которой содержится очень маленькое количество воды до 120°С происходит интенсивный гидролиз хлоридов, в котором сразу начинает выделятся корродирующий агент – хлористый водород HCl.
При перегонке нефти в которой содержатся хлористые соли, сероводород начинает реагировать с железом и образовывать в воде нерастворимый сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Выделившийся хлористый водород разлагает защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. Поверхность металла в таком случае обнажается и начинает протекать интенсивная сопряженная коррозия с сероводородом и хлористым водородом [59].
2 ОБЪЕКТ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Исследования нефти проводились в химико-аналитической лаборатории ПАО «Сургутнефтегаз».
Объектом исследования является нефть Южно-Нюрымского месторождения.
Южно-Нюрымское месторождение было открыто в 2010 году, а введено в эксплуатацию в 2016 году. Обводненность нефтяной эмульсии составляет 35 % масс. Для получения товарной нефти с содержанием воды не более 0,5 % масс. На установке подготовки нефти Южно-Нюрымского месторождения используют современные аппараты – трехфазные сепараторы типа «Хитер-тритер» 1-го (для предварительного сброса пластовой воды) и 2-го (для глубокого обезвоживания) типов. Также для более эффективного разделения эмульсии подача реагента-деэмульгатора осуществляется в двух точках: на входе УПН и на входе в трехфазный сепаратор типа «Хитер-тритер» 2-го типа ХТ-2/1 и ХТ-2/2.
Характеристики сырья, материалов, реагентов и готовой продукции приведены в таблице 1 [47].
Таблица 1 – Характеристика исходного сырья и изготавливаемой продукции
| № п/п | Наименование | Номер и наименование государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта организации | Показатели, обязательные для проверки | Нормы по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Сырая нефть | ГОСТ 2477-65 | Массовая доля воды, % | не нормируется |
| ГОСТ 3900-85 | Плотность при температуре 20 °С, кг/м3 | 883-887 | ||
| ГОСТ 33-2000 | Вязкость кинематическая при температуре 20 °С, мм2/с | 23,79-34,61 | ||
| ГОСТ Р 51947 - 02 | Массовая доля серы, % | 0,50-2,14 | ||
| ГОСТ 11851 - 85 | Массовая доля парафина, % | 2,21-3,31 | ||
| ГОСТ 11851 - 85 | Массовая доля смол, % | 9,3-12,8 | ||
| ГОСТ 11851 - 85 | Массовая доля асфальтенов, % | 0,99-1,84 | ||
| ГОСТ 20287-91 | Температура застывания, °С | (-4)-(+6) | ||
| ГОСТ 6356-75 | Температура вспышки, °С | (21) | ||
| ГОСТ 2177-99 | Фракционный состав, | | ||
| | Температура начала кипения, °С | 59-70 | ||
| | Выход фракций до 100 °С % | 0,9-2,5 | ||
| | Выход фракций до 200 °С % | 1,3-17,9 | ||
| | Выход фракций до 300 °С % | 24,7-36,3 | ||
| 2 | Подготовлен-ная нефть | ГОСТ 33-2000 | Вязкость кинематическая при температуре 20С; | 35,85 сСт |
| ГОСТ 21534-76 | Массовая концентрация хлористых солей | 0,1-100,0 мг/дм3 | ||
| ГОСТ Р 51947-2002, ГОСТ 1437-75 | Массовая доля серы | не более 2,45 % | ||
| ГОСТ 1756 -2000 | Давление насыщенных паров | до 66,7 кПа |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| | Подготовлен-ная нефть | ГОСТ 11851-85 | Массовая доля парафина | 0,02-6,0 % |
| МВИ 11-24-2003 | Массовая доля смол | 0,01-50 % | ||
| МВИ 11-24-2003 | Массовая доля асфальтенов | 0,01-30 % | ||
| ГОСТ 2477-65 | Массовая доля воды | 0,03-0,5 % | ||
| ГОСТ 6370-83 | Массовая доля мех. примесей | 0,0008-0,05 % | ||
| ГОСТ Р 50802-95 | Массовая доля сероводорода | 2,0-20,0 млн-1 (ppm) | ||
| ГОСТ Р 50802-95 | Массовая доля метил-, этилмеркаптанов (в сумме) | 2,0-10,0 млн-1 (ppm) | ||
| ГОСТ Р 52247-2004 | Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 С | 1,0-10,0 млн-1 (ppm) | ||
| ГОСТ 20287-91 | Температура застывания | -32 С | ||
| ГОСТ 6356-75 | Температура вспышки | -30 С | ||
| ГОСТ 2177-99 | Выход фракций до температуры: | | ||
| 200 С | 10 – 25 % | |||
| 300 С | 25 – 45 % | |||
| 2.1 | Подготовлен-ная нефть I группа | ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 21534-76) | Концентрация хлористых солей | ≤ 100, мг/дм3 |
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 2477-65) | Массовая доля воды | ≤ 0,5 % | ||
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 6370-83) | Массовая доля механических примесей | ≤ 0,05 % | ||
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 1756-2000) | Давление насыщенных паров | ≤ 66,7 (500) кПа (мм.рт.ст.) | ||
| 2.2 | Подготовлен-ная нефть II группа | ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 21534-76) | Концентрация хлористых солей | ≤ 300, мг/дм3 |
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 2477-65) | Массовая доля воды | ≤ 0,5 % | ||
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 6370-83) | Массовая доля механических примесей | ≤ 0,05 % | ||
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 1756-2000) | Давление насыщенных паров | ≤ 66,7 (500) кПа (мм.рт.ст.) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 2.3 | Подготовлен-ная нефть III группа | ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 21534-76) | Концентрация хлористых солей | ≤ 900, мг/дм3 |
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 2477-65) | Массовая доля воды | ≤ 1,0 % | ||
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 6370-83) | Массовая доля механических примесей | ≤ 0,05 % | ||
| ГОСТ Р 51858-2002 (метод испытания по ГОСТ 1756-2000) | Давление насыщенных паров | ≤ 66,7 (500) кПа (мм.рт.ст.) | ||
| 3 | Попутный нефтяной газ | ГОСТ 31369-2008 | Плотность газа, кг/м3 | 0,728 – 1,448 |
| | Состав газа, % | | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | СН4 | 94,20-57,12 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | С2Н6 | 5,56-1,18 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | С3Н8 | 5,58-0,54 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | iС4Н10 | 6,38-0,38 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | nС4Н10 | 9,08-0,48 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | iС5Н12 | 4,42-0,20 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | nС5Н12 | 4,04-0,17 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | С6+высшие | 3,91-0,02 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | N2 | 1,98-0,84 | ||
| ГОСТ 31371.7-2008 | СО2 | 1,63-0,66 | ||
| ГОСТ 31369-2008 | Высшая объемная теплота сгорания при 20 0С, МДж/м3 | 43,12-48,15 | ||
| ГОСТ 31369-2008 | Низшая объемная теплота сгорания при 20 0С, МДж/м3 | 41,09-45,62 | ||
| 4 | Подтоварная вода | ОСТ 39-225-88 | Содержание нефтепродуктов на выходе из РО-1,2, мг/л | до 40 |
| Содержание взвешенных частиц, мг/л | до 40 | |||
| 5 | Деэмульгатор Сондем 4401 | ГОСТ 3900-85 | Плотность при температуре 20°С, кг/м3 | 910 - 990 |
| ГОСТ 20287-91 | Температура застывания, °С | -50 | ||
| ГОСТ 6356-75 | Температура вспышки, °С | 4 и более | ||
| ГОСТ 33-2000 | Вязкость при температуре 20 °С, мПа*с | 9,5 – 42,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 6 | Диссолван V 4761 | ГОСТ 3900-85 | Плотность при температуре 20°С, кг/м3 | 890…930 |
| ГОСТ 20287-91 | Температура застывания, °С | -50 | ||
| ГОСТ 6356-75 | Температура вспышки, °С | около10 | ||
| ГОСТ 33-2000 | Вязкость при температуре 20 °С, мПа*с | 88 | ||
| 7 | ФЛЭК -ИП-107 | ТУ 2458-013-24084384-2004 | Массовая доля активного вещества, % | от 30 до 50 |
| Вязкость при температуре 20 °С, мПа*с | не более 20 | |||
| Температура застывания, °С | -45 | |||
| Плотность при температуре 20 °С, г/см3 | не нормируется |
2.1 Методики выполнения измерений
Определение плотности
Плотность – один из важнейших и широко употребляемых показателей качества нефти и нефтепродуктов.
Плотность определяется как масса единицы объема при определенной температуре и измеряется в кг/м3, г/см3 или г/мл. На практике имеют дело чаще с безразмерной величиной - относительной плотностью.
Плотность нефти и нефтепродуктов определяют двумя методами – с использованием ареометра, и с использованием пикнометра. В данной лаборатории используется первый метод.
Метод применяется для определения плотности нефти и нефтепродуктов ареометром для нефти[56]. ≥π®π©∞µβ
Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С.
Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая образования пузырьков и потерь от испарения. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой. Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности по термометру ареометра (при испытании темных нефтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополнительным термометром. Температуру поддерживают постоянной с погрешностью не более 0,2 °С.