Классы нефти по соединениям серы

Классы нефти разделяют по массовой доле серы:

1 класс - малосернистые, не более 0, 60%;

2 класс - сернистые, от 0, 61 до 1, 80%;

3 класс - высокосернистые, от 1, 81 до 3, 50%;

4 класс - особо высокосернистые, более 3, 51%.

Типы нефтей

Типы нефти разделяют по плотности при 15°С (до 01.01.2002 г при 20 °С), а при поставке для экспорта дополнительно по объемной доле фракций и массовой доле парафина со значениями показателей

Если нефть по одному из показателей (плотности или объемной доле фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером

Группы нефтей по степени подготовки

Нефть разделяют на группы по степени подготовки (по содержанию балласта) в соответствии с таблицей 15. Для экспорта нефти типов 0, 1, 2 она должна быть подготовлена до требований для группы 1.

 

Таблица 18 Разделение нефти на группы по степени подготовки

 

 

Наименование показателя	Норма для группы	Метод испытания
1. Массовая доля воды, %, не более	0, 5	0, 5	1, 0	ГОСТ 2477 ASTM D 4006
2. Массовая концентрация солей 2.1 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 2.2 Массовая концентрация общих солей, мг/дм3, не более				ГОСТ 21534 ASTM D 3230
3. Массовая доля механических примесей, %, не более	0, 05	0, 05	0, 05	ГОСТ 6370
4. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более	67(500)	67(500)	67(500)	ГОСТ 1756 ASTM D 323 ASTM D 6377
* Не нормируется до 01.01.2002г. Определение проводят по требованию потребителя и для накопления данных для установления нормы до 01.02.2003г. ** Для нефти типа 0 требования по давлению насыщенных паров при сдаче подготовки изложены в 5.2.

Попутный (нефтяной) газ и его основные физико-химические свойства.

Попутным или нефтяным газом называется газ нефтяных месторождений, добываемый вместе с нефтью.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет смесь газов. Основными составляющими ПНГ являются предельные углеводороды - гомологи метана от СН₄ до С₆Н₁₄. Суммарное содержание гексана и более тяжелых углеводоро дов в попутном газе, как правило, не превышает 1 %, содержание пентана находится в пределах 2 %. Кроме того, в ПНГ присутствуют инертные газы, в основном, азот и углекислый газ.

На месторождениях нефти Удмуртской Республики и ряде месторождений Пермского края в составе ПНГ преобладает азот (до 80 %), содержание метана составляет 12-15%. В таблице 19 приведен состав попутного нефтяного газа для некоторых месторождений Западной Сибири, Башкортостана и Удмуртской Республики, Пермского края.

Таблица 19. Состав попутного нефтяного газа различных месторождений Западной Сибири, Башкортостана, Удмуртской Республики, Пермского края.

Регион Месторождение	Состав газа, % масс.
СН4	С2Н6	С3Н8	i-С4Н10	n-С4Н10	i-С5Н12	n-С5Н12	СO2	N2
З а п а д н а я С и б и р ь
Самотлорское	60, 64	4, 13	13, 05	4, 04	8, 6	2, 52	2, 65	0, 59	1, 48
Варьеганское	59, 33	8, 31	13, 51	4, 05	6, 65	2, 2	1, 8	0, 69	1, 51
Б а ш к о р т о с т а н
Арланское	12, 29	8, 91	19, 6	10, 8	6, 75	0, 86	42, 01
Вятское	8, 2	12, 6	17, 8	10, 4	4, 0	1, 7	46, 2
У д м у р т с к а я Р е с п у б л и к а
Лозолюкско-Зуринское	7, 88	16, 7	27, 94	3, 93	8, 73	2, 17	1, 8	1, 73	28, 31
Архангельское	10, 96	3, 56	12, 5	3, 36	6, 44	2, 27	1, 7	1, 28	56, 57
П е р м с к и й к р а й
Куединское	32, 184	12, 075	13, 012	1, 796	3, 481	1, 059	0, 813	0, 402	33, 985
Красноярское	44, 965	13, 539	13, 805	2, 118	3, 596	1, 050	0, 838	1, 792	17, 029
Гондырское	21, 305	20, 106	19, 215	2, 142	3, 874	0, 828	0, 558	0, 891	29, 597
Степановкое	40, 289	15, 522	12, 534	2, 318	3, 867	1, 358	0, 799	1, 887	20, 105

 

Калорийность газа - 1, 46 МДж/м³. Давления насыщения нефти газом высокие и близки к начальным пластовым давлениям (от 2, 7 до 11, 5 МПа).

Попутные газы характеризуются высоким содержанием пропана, бутана и более тяжелых углеводородов. В зависимости от этого их можно условно разделить на три категории:

1.Бедные или сухие, содержащие до 50 г/м³ тяжелых углеводородов

(от пропана и выше);

2.Средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м³ тяжелых углеводородов;

3. Жирные содержащие свыше 400 г/м³ тяжелых углеводородов;

Большинство попутных газов может быть отнесено к категории жирных. С легкой нефтью добывают более жирные газы, с тяжелыми нефтями- преимущественно сухие газы.

Пропан и бутан легко могут сжижаться при обычной температуре даже при небольших давлениях.

В связи с этим в пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может находиться в разных состояниях в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном, растворенном, адсорбированном и др.).

Количество газа, приходящееся на 1 т нефти, называется газовым фактором

Основными свойствами газа являются плотность, вязкость, сжимаемость и растворимость.

 

Природный газ и его основные физико-химические свойства.

Газы газовых месторождений называются природными газами. Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄, ) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным).

Физические свойства газов

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

· Молекулярная масса природного газа

где М_i - молекулярная масса i-го компонента; X_i - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16-20.

· Плотность газа ρ _г рассчитывается по формуле

где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρ _г находится в пределах 0, 73-1, 0 кг/м³.

Чаще пользуются относительной плотностью газа по ρ _г.в, которая определяется по следующей формуле:

,

где ρ _г- - плотность газа;

ρ _в -плотность воздуха при тех же давлении и температуре

Уравнения состояния газов

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона - Менделеева:

pV = NRT, где

р - давление;

V - объем идеального газа;

N - число киломолей газа;

R - универсальная газовая постоянная;

Т - температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов.

Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому для них уравнение Клайперона - Менделеева для реальных газов записывается в виде

pV = ZNRT, где

Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов.

 

Коэффициент сверхсжимаемостиZ реальных газов - это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V_и газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

 

Z = V/V_и

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов.

где

Pкр_i, и Tкр_i - критические давление и температура i-го компонента;

Xi - доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

 

· Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры.

Объемный коэффициент пластового газа bг представляет собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт× Тпл/(Рпл× Тст, где

Рпл, Тпл, Pcт, × × Тст - давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Требования, предъявляемые к транспортируемому газу

Для оценки качества природного газа используют следующие показатели.

Содержание влаги. Влага способствует коррозии труб и оборудования, а также образованию кристаллогидратов. Во избежание этого необходимо, чтобы точка росы газа по влаге была на несколько градусов ниже наиболее низкой температуры при его транспортировке. Например,

в умеренной и жаркой климатической зоне при давлении 5, 5 МПа точка росы в летний период равна 270 К, а в зимний период - 263 К.

Содержание сероводорода. Наличие в природном газе сероводорода способствует развитию коррозии труб, арматуры и оборудования и загрязнению атмосферы. В 1 м³ газа сероводорода не должно быть больше 0, 02 г. Существуют сухие (гидрат окиси железа и активированный уголь) и мокрые (этаноламины) способы очистки газа от сероводорода.

Содержание диоксида углерода. В сухом газе СОг образует балластную смесь, снижающую теплоту сгорания. Содержание СОг в газе не должно превышать 2%.

Содержание кислорода. В природных газах кислород отсутствует, но может оказаться в газе при продувке трубы. Наличие кислорода в газе может привести к образованию взрывоопасных смесей. Содержание Ог допускается не более 1%.

Наличие серы.Для придания газу запаха предусматривается введение меркаптановой серы в количестве 16 г на 1000 м³ газа.

Содержание механических примесей в газе допустимо не более 0, 1 г на 100 м³. Примеси способствуют износу труб, оборудования и засоряют КИП.

В таблице 20 показаны нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

 

Таблица 20 Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

 

Показатели	Для климатической зоны
умеренно-жаркой	холодной
Точка росы по влаге и тяжелым УВ, 0С, не более
в зимний период (с 1/Х по 30/IV)	0/-5	-10/- 25
в летний период (с 1/V по 30/IX)	0/0	- 5/-10
Содержание меркаптановой серы, г/100 м3	1, 6	1, 6
Низшая теплота сгорания (ст. усл.), МДж/м3	32, 5	32, 5
Содержание сероводорода, г/100м3	0, 7	0, 7
Содержание кислорода, %	0, 5	1, 0

 

Сланцевый» газ.

Это природный газ (чаще всего метан), содержащийся в сильно глинизированных плотных породах: алевритах, аргиллитах и сланцах. Его месторождения занимают большие площади, но отличаются крайне низкой проницаемостью. Технология его добычи гораздо более сложная, поскольку обычное бурение не позволяет получить нормального дебита - газ слишком медленно просачивается сквозь плотную породу к устью скважины. Приходится бурить длинные горизонтальные скважины в самом пласте, закачивать в них жидкость, которая разрывает сланец и открывает путь газу. Себестоимость его, по нынешним оценкам, может достигать 230 долларов за тысячу кубометров, что сегодня соответствует границе коммерческой рентабельности.

У сланцевого газа есть два неоспоримых преимущества. Во-первых, месторождения распределены по земному шару более-менее равномерно, а это значит что большинство стран получат к нему доступ. Более того, во многих случаях скважины можно будет бурить в непосредственной близости от потребителей, что значительно снизит расходы на транспортировку. Во-вторых, запасы сланцевого газа огромны. По предварительным оценкам, они — заметим, после менее чем 10 лет изыскательских работ — состав­ляют около 300 триллионов кубометров и существен­но превышают доказанные запасы традиционного газа (185, 28 триллиона кубометров на конец 2009 года). Причем более 80% запасов приходятся на три наиболее емких газовых рынка: Соединен­ные Штаты, Китай и Канаду.

⇐ Предыдущая10111213141516171819Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. III. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА
2. VШ. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
3. Вонючий заряд - зловонные боеприпасы изготавливают обычно на основе серы, хлора, сероводорода и аммиака. Определённый запах способен вызвать страх и даже ужас противника.
4. Второй этап обучения (8—9 классы)
5. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
6. Гетероатомные соединения нефти
7. Глава 2.0. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗОВ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
8. Глава 5.0. Понятие об обезвоживании и обессоливании нефти. Методы обезвоживания и обессоливания нефти.
9. Глава 6. Технологические схемы обезвоживания и обессоливания нефти.
10. Давление насыщения нефти газом - давление, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.
11. Деление арматуры на классы и марки
12. Деструктивные методы переработки нефти и нефтепродуктов