Презентация на тему: Показатели Качества нефти

Показатели Качества нефти
определение
Нормируемыми показателями качества товарной нефти являются :
Содержание воды в нефти нормируется по следующим  причинам:
Показатели Качества нефти
Показатели Качества нефти
Примеси механического характера
Давление насыщенных паров
Показатели Качества нефти
Содержание в нефти хлористых солей
Показатели Качества нефти
Хлор-органические соединения
Показатели Качества нефти
Показатели Качества нефти
Требования к промысловой нефти
Согласно этим требованиям, товарная  нефть в зависимости от уровня своей подготовленности делится на три группы, каждая из которых имеет свое условное
Показатели Качества нефти
Показатели Качества нефти
По такому показателю, как содержание общей серы, нефть делится на четыре класса :
По плотности при температуре 20 градусов Цельсия все классы нефти делятся на пять типов :
Показатели Качества нефти
Показатели Качества нефти
Методы испытаний
Показатели Качества нефти
Показатели Качества нефти
Показатели Качества нефти
Методы оценки качества нефти
Показатели Качества нефти
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ
1/29
Средняя оценка: 4.5/5 (всего оценок: 45)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (3969 Кб)
1

Первый слайд презентации: Показатели Качества нефти

САЗОНОВА Е.А.

Изображение слайда
2

Слайд 2: определение

В нормативных документах приведены следующие определения нефти. 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, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

Изображение слайда
3

Слайд 3: 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.

Изображение слайда
4

Слайд 4: 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;

Изображение слайда
5

Слайд 5

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.

Изображение слайда
6

Слайд 6

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 2477.

Изображение слайда
7

Слайд 7: 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 6370.

Изображение слайда
8

Слайд 8: 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.

Изображение слайда
9

Слайд 9

Помимо этого, растворенные в нефтяной смеси легкие фракции  углеводородов и попутные  газы затрудняют работу насосного оборудования, которое рассчитано 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 ГОСт1756.

Изображение слайда
10

Слайд 10: 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.

Изображение слайда
11

Слайд 11

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

Изображение слайда
12

Слайд 12: Хлор-органические соединения

Среди всех присутствующих в нефти 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.

Изображение слайда
13

Слайд 13

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.

Изображение слайда
14

Слайд 14

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.

Изображение слайда
15

Слайд 15: Требования к промысловой нефти

Сдача сырья на нефтяных промыслах после его предварительной подготовки  осуществляется согласно требованиям  ГОСТ Р 51858-2002.

Изображение слайда
16

Слайд 16: 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): содержание воды – не больше 0,5 процента; содержание хлористых солей – не больше 100 миллиграмм на кубический дециметр; доля примесей механического характера – не более 0,05 процента; значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля ; концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

Изображение слайда
17

Слайд 17

вторая группа (II): содержание воды – не больше 0,5 процента; содержание хлористых солей – не больше 300 миллиграмм на кубический дециметр; доля примесей механического характера – не более 0,05 процента; значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля ; концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

Изображение слайда
18

Слайд 18

третья группа (III): содержание воды – не больше 1,0 процента; содержание хлористых солей – не больше 900 миллиграмм на кубический дециметр; доля примесей механического характера – не более 0,05 процента; значение давления насыщенных паров – не более 66,7 килопаскаля ; концентрация органических хлористых соединений – не больше 10 ppm.

Изображение слайда
19

Слайд 19: 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 ).

Изображение слайда
20

Слайд 20: 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 ).

Изображение слайда
21

Слайд 21

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.

Изображение слайда
22

Слайд 22

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.

Изображение слайда
23

Слайд 23: Методы испытаний

Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу из равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517. Пробы помещают в герметичный сосуд. Давление насыщенных паров, выход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517. Остальные показатели качества нефти определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

Изображение слайда
24

Слайд 24

Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437, ГОСТ 51947. При использовании методов по ГОСТ Р 51947 массовая доля воды в пробе не должна быть более 0,5%. При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ Р 51947. Плотность нефти при температуре 20 °С определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 °С - по ГОСТ Р 51069. Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.

Изображение слайда
25

Слайд 25

Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477. При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола. Массовую концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. При разногласиях в оценке качества нефти массовые концентрации хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534. Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756, ГОСТ 52340. При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.

Изображение слайда
26

Слайд 26

Определение массовой доли органических хлоридов в нефти выполняют по ГОСТ Р 52247. Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.

Изображение слайда
27

Слайд 27: Методы оценки качества нефти

При необходимости могут быть использованы следующие методы испытаний: 2 АСТМ Д 1250-2004 Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов 3 АСТМ Д 1298-99 Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырых нефтей и жидких углеводородов с помощью ареометра 4 АСТМ Д 3230-99 Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом 5 АСТМ Д 4006-81 (2000) Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции 6 АСТМ Д 4929-99 Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти

Изображение слайда
28

Слайд 28

7 АСТМ Д 4294-98 Нефтепродукты. Определение серы бездисперсионным рентгеноспектральным флюоресцентным методом 8 АСТМ Д 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотности 9 АСТМ Д 6377-99 Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCRx (метод расширения) 10 АСТМ Д 323-99а Метод определения давления насыщенных паров нефтепродуктов (метод Рейда) 11 ИСО Р 91/2-1991 Рекомендации ИСО по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов, основанных на измерении плотности при 20°С.

Изображение слайда
29

Последний слайд презентации: Показатели Качества нефти: СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

Изображение слайда