переробки нафти. Показники якості: вміст хлористих солей, води, механічних домішок встановлюються в практиці приймально-здавальних операцій для магістральних нафтопроводів, [5]. Інші показники, як зміст парафінів, сірководню, етил-метил-меркаптанів, хлорорганічних сполук, включені в умови договорів на транспортування, як гранично допустимі, [2]. З точки зору організації потоків нафти в мережі магістрального транспорту з усіх показників якості прийнято оперувати тільки серосодержаніем. На малюнку 1.3 наведені показники корельовані для нафт Урало-Волзького регіону з щільністю і фракційним складом з наступною класифікацією за вмістом сірки, встановленої ГОСТ Р 51858-2002:
малосірчисті нафти- з вмістом сірки до 0,6%;
- сірчисті нафти -с вмістом сірки від 0,61 до 1,8%;
високосірчисті нафти -с вмістом сірки від 1,81% до 3,5%;
особливо високосірчисті нафти -с вмістом сірки більше 3,5%, [6].
Таблиця 1.1 - Контрольовані показники якості нафти (ГОСТ 51858-2002)
Найменування показателейМетодНорматів1 класс2 класс3 класс4 классСодержаніе сірки% ГОСТ 1437, астма +4294 lt; 0,60,6-1,81,8-3,5 gt; 3,50 тип1 тип2 Тип3 тип4 тіпПлотность при 20 град, кг/м.кубГОСТ 3900До 830830,1 - 850850,1 - 870870,1-895 gt; 895Виход фракцій,% (200 град) ГОСТ 2177? 30? 27? 21 (300 град)? 52? 47? 42 (350 град)? 62? 57? 52Массовая частка парафінів,% ГОСТ 11851? 6? 6? 6? 6? 61 Группа2 группа3 группаМассовая частка води,% ГОСТ 2477, астма 4006? 0,5? 0,5? 1Концентрація хлористих солей, мг/дм.кубГОСТ 21534, астма +3230? 100? 300? 900Давленіе насичених парів, кПа (мм.рт.ст) ГОСТ тисяча сімсот п'ятьдесят шість, астма +6377? 66,7 (500)? 66,7 (500)? 66,7 (500) Масова частка мех.прімесей,% ГОСТ 6370? 0,05? 0,05? 0,055Содержаніе хлорорганічних сполук астми 4929Не норміруется1 від2 від3 відМассовая частка сірководню, млн - 1ГОСТ 50802? 20? 50? 100Массовая частка метил-і етілмеркаптанов, млн - 1 ГОСТ 50802? 40? 60? 100
Малюнок 1.3 Поле кореляцій щільності і вмісту сірки
При значної диференціації нафти за якістю, маргінальні групи малосірчистої та особливо високосірчаної нафт займають 16,5% і 2% видобутку, а досить трудомісткі для переробки і мають відносно низькі виходи продукції високосірчисті нафти посідають 15% всього запасу видобутку (Рисунок 1.4 а, б). Очевидно також, що широкий клас сірчистих нафт теж досить розмитий за якісними показниками, хоча загалом, найбільш представницькими в ньому є нафти з вмістом сірки від 0,8 до 1,2% сірки (цей факт пов'язаний з тим, що найбільша частка масових сірчистих нафт видобувається в Західному Сибіру з відкладень, для яких характерні зазначені кордону по серосодержанію).
Малюнок 1.4.А.Б Приймання нафти по класах якості 1999 і 2002 роки
Дані транспортуються потоків нафт попередніх періодів свідчать, що тенденція згладжування відмінностей прийнятих нафт відсутня. Навпаки, внаслідок залучення в процес розробки родовищ зі складними геолого-промисловими умовами, має місце все велика диференціація видобуваються нафт за якістю.
Аналізуючи перспективу розвитку ресурсної бази Росії, виявлено характерні тенденції збільшення частки важких високосірчистих нафт, що викликає загальне обваження нафтового пулу (малюнки 1.5, 1.6) Так, річне ранжування нафти за вмістом сірки за 1999-2002 роки показує зрушення у бік більш високою сірки з кроком на 0,2% на рік (малюнок 1.7). Така тенденція характерна для відносно давно знаходяться в розробці родовищ, на яких видобуток ведеться методами підтримки пластового тиску і механізованими методами, [7].
Відповідно до енергетичної стратегії Росії до 2002р., нафтовидобуток в значному обсязі переміститься в нові регіони Північній частині Сибіру і прилеглі шельфи Північних морів, де в даний час ведуться інтенсивні геолого-розвідувальні роботи, [7]. Буріння перших розвідувальних свердловин показує, що геологічні структури, цього регіону мають структуру, аналогічну країнам нафтових родовищ центрального Сибіру з малим вмістом сірки (до 0,6%).
Таким чином, слід очікувати, що введення в експлуатацію цих родовищ буде значною мірою визначати якість нафти Росії.
Малюнок 1.5 Розподіл малосірчистої нафти в системі магістрального трубопроводу ВАТ Транснефть по роках
Малюнок 1.6 Розподіл високосірчистої нафти в системі магістрального трубопроводу ВАТ Транснефть по роках
Малюнок 1.7 Ранжування прийому нафти за вмістом сірки
Аналіз якісних характеристик нафти, прийнятих в систему, показав їх значну відмінність в залежності від регіонів видобутку. При цьому слід зазначити, що о...
