Какие примеси могут содержаться в добытой 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.
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.

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:

№	Полезная информация
1	общее содержание серы и сернистых соединений
2	массовая доля легких меркаптановых соединений и сероводорода
3	содержание твердого парафина (массовая доля)
4	процент выхода фракций с температурами выкипания 200-ти, 300-та и 350-т градусов Цельсия
5	концентрация тяжелых металлов (никель, ванадий и так далее)
6	плотность нефтяного сырья, измеренная при температурах 15-ть и 20-ть градусов Цельсия

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.

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):

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.

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.

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.

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).

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href=»/youtube/v3/getting-started#quota»>quota</a>.

Список используемой литературы:

Нефть и Нефтепродукты — Википедия
Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
Алекперов, В.Ю. Нефть России: прошлое, настоящее и будущее /Алекперов В.Ю. М.: Креативная экономика, 2011. – 432 с.
Издательство: «Нефть и газ», 2006. 352 с. Сургутнефтегаз.

Источник

Вредные примеси в нефтях

Добываемая из недр земли нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей — частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды и только 10% нефти. Для перекачки же по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 1% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды.

Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий.

Соли могут быть причиной коррозии нефтяной аппаратуры. Разъедание аппаратуры солями (которые представляют собой продукты гидролиза) происходит как в зонах высокой температуры (трубы печей, испарители, ректификационные колонны), так и в аппаратах с низкой температурой (конденсаторы и холодильники).
Содержание солей в нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающий завод, должно быть не более 50 мг/л, а в нефти, направляемой на перегонку, — не более 5 мг/л.

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Обезвоживание и обессоливание нефтей

Вода и нефть часто образуют трудно разделимую нефтяную эмульсию. Существуют три разновидности методов разрушения нефтяных эмульсий: механические, химические и электрические. Каждый из методов основан на слиянии и укрупнении капель воды, что способствует более интенсивному ее отстаиванию. Выбор одного из методов определяется главным образом типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.

К механическим способам разрушения эмульсий относятся отстаивание, центрифугирование и фильтрование.

Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, способным расслаиваться на нефть и воду вследствие разности плотностей компонентов, составляющих эмульсию.

Чем меньше частицы дисперсной фазы и разность плотностей воды и нефти и чем больше вязкость среды, тем медленнее протекает процесс расслоения.
Нагрев эмульсий ускоряет их разрушение, так как при этом возрастает растворимость в нефти защитной пленки эмульгатора, уменьшается вязкость среды и увеличивается разность плотностей.

При обезвоживании нефтей на промыслах для каждой эксплуатационной скважины или для группы их устанавливают аппарат для отстаивания воды от нефти — дегидратор-подогреватель в виде вертикальной емкости диаметром 1,5—2 м и высотой 4—5 м. В нижней части дегидратора вмонтирована газовая горелка, связанная с автоматическим регулятором температуры. Нефть обычно подогревают до 60° С.
Какие примеси могут содержаться в добытой нефти

При центрифугировании вода и механические примеси выделяются из нефти под действием центробежной силы. Центробежная сила, а следовательно, и скорость отделения капель воды изменяются пропорционально радиусу вращения и квадрату числа оборотов ротора.

В промышленности применяются центрифуги и сепараторы с числом оборотов от 3500 до 50 000 в минуту. Чем больше число оборотов, тем больше разделительная способность центрифуги, но меньше ее производительность. Малая пропускная способность центрифуг, а также высокие эксплуатационные затраты — основные причины ограниченного их применения для деэмульгирования нефтей.

Отделение воды от нефти при помощи фильтрования основано на избирательном смачивании веществ различными жидкостями. Так, кварцевый песок легко смачивается водой, а пирит — нефтью. Для обезвоживания нефтей фильтрованием может использоваться стекловата и стружка из осины, тополя и других несмолистых пород древесины. Мелкие частицы воды, прилипая к острым кромкам стружки или волокон стекловаты, соединяются в крупные капли, легко стекающие вниз.

Фильтровальные колонны в основном применяют там, где нефтяные эмульсии уже разрушены, но капли воды все еще держатся во взвешенном состоянии и не оседают на дно. Эффективность фильтровальных колонн высокая. Существенным недостатком метода фильтрования являются сравнительно быстрая засоряемость фильтрующей поверхности механическими примесями и необходимость ее частой смены.

Разрушение нефтяных эмульсий может производиться с использованием химических методов. В этом случае достигается применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), действующих как деэмульгаторы. Разрушение нефтяных эмульсий может быть результатом: а) адсорбционного вытеснения действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью и меньшей прочностью адсорбционной пленки; б) образования эмульсий противоположного типа (инверсия фаз) и в) растворения (разрушения) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.

В 1909 году началось использование электрического поля для обезвоживания нефтей. С тех пор электрические способы разрушения нефтяных эмульсий широко применяются на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.

Какие примеси могут содержаться в добытой нефти

При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, начинают передвигаться внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля претерпевает новое изменение формы, вытягиваясь острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения конфигурации капля претерпевает столь часто, сколь велика частота электрического поля. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремясь передвигаться в электрическом поле по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом и при достаточно высоком потенциале заряда наступает пробой оболочки диэлектрика, в результате чего мелкие капли воды укрупняются, что и облегчает их осаждение в электродегидраторе. Обезвоженная нефть поднимается и выводится сверху электродегидратора.

Технологическая схема промысловой электрообезвоживающей установки (ЭЛОУ – установка обезвоживания и обессоливания) приведена на рисунке выше. Эмульгированная нефть после подогрева контактирует со свежей водой. К этой смеси добавляют деэмульгатор, после чего она поступает в два параллельно работающих электродегидратора. Здесь нефтяная эмульсия разрушается, вода выводится снизу в канализацию, а нефть сверху в отстойник. Обезвоженная и обессоленная нефть откачивается в промысловые нефтехранилища и далее в нефтепровод.

В заключение следует отметить, что стойкость эмульсии зависит от многих факторов и поэтому не может быть одинаково эффективных и экономически целесообразных условий разрушения для любых эмульсий. Выбору того или иного способа и условий разрушения эмульсии должно предшествовать тщательное изучение ее свойств, экспериментальный подбор деэмульгатора и режима обработки, а также сопоставление технико-экономических показателей рассмотренных выше методов деэмульгирования. С другой стороны, изучение и устранение причин образования эмульсий позволяют значительно упростить процесс деэмульгирования и, следовательно, снизить затраты на подготовку нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.

Борьба с потерями легких фракций и стабилизация нефтей

Методы предотвращения потерь легких фракций

При перемещении нефти от скважин до нефтезаводских емкостей из нее испаряются наиболее легкие компоненты (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции), которые безвозвратно теряются, если не принять специальных мер по герметизации емкостей и сбору выделяющихся газов и паров. Такие потери могут достигать 5% от нефти. Естественно, что чем дольше хранится нефть, тем больше теряется летучих компонентов. С другой стороны, если в нефти, поступающей на перегонку, содержатся газообразные углеводороды, то они отбираются вместе с бензином и он делается нестабильным, т. е. способным изменять свой фракционный состав при перекачке и хранении.

Поскольку потери летучих компонентов из нефти и нефтепродуктов в основном происходят в резервуарах, рассмотрим более подробно этот случай. При наполнении резервуара из него в атмосферу вытесняется некоторый объем воздуха, насыщенный парами углеводородов, выделившимися из нефти или нефтепродукта, поступающих в резервуар. Это явление известно под названием «большого дыхания» резервуара. При одном и том же давлении потери от испарения тем больше, чем больше нефти поступает в резервуар и чем больше парциальное давление летучих компонентов. Последнее в свою очередь возрастает при повышении температуры и концентраций летучих компонентов в нефти (бензине).

При хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах наблюдаются потери от так называемых малых дыханий резервуаров. Малые дыхания протекают по следующей схеме. Днем пары в газовом пространстве резервуара нагреваются, при этом давление повышается. Когда давление паров превысит величину, на которую рассчитан дыхательный клапан, последний открывается и сбрасывает часть паров в атмосферу («выдох»). Ночью, когда температура в газовом пространстве понижается, газы сжимаются, в резервуаре образуется вакуум, дыхательный клапан открывается и атмосферный воздух поступает в резервуар, заполняя его газовое пространство («вдох»).

Для сокращения потерь от испарения предложено много мероприятий. Самым надежным из них является устройство герметичных резервуаров, бензохранилищ с дышащими крышами, дышащих баллонов, рассчитанных на атмосферное давление, и сферических резервуаров, приспособленных к хранению бензинов под повышенным давлением. Большое значение имеют герметизация оборудования по добыче нефти на промыслах; уменьшение газового пространства в резервуарах путем устройства плавающих крыш или плавающих полихлорвиниловых покрытий; охлаждение крыш и стенок резервуаров путем орошения их водой, окрашивание наружных стен резервуаров алюминиевой краской и т. д. Сопоставляя различные мероприятия по борьбе с потерями, можно отметить следующее: дышащие баллоны и крыши являются весьма совершенными устройствами для сокращения потерь летучих компонентов. Однако на их сооружение расходуется много металла и они сложны в изготовлении. В связи с этим один дышащий баллон ставят на несколько резервуаров, главным образом бензиновых. Система соединения их с резервуаром показана на рисунке ниже.

Дышащими баллонами называют резервуары емкостью до 10 000 м3, днища и крыши которых выполнены из гибкой стали толщиной 2 мм. В нерабочем состоянии крыша и днище соприкасаются друг с другом. В рабочем состоянии баллон наполняется, и крыша приподнимается на высоту 2—3 м. Для уравновешивания баллона предусмотрены особые противовесы. Взамен дышащих баллонов могут быть использованы обычные газгольдеры.

Дышащие крыши допускают увеличение объема хранилища на величину до 5% от первоначальной, что достаточно для ликвидации потерь от малых дыханий при заполненном резервуаре. Изготовляются они из гибкой стали толщиной 3—5 мм. Нижнее положение крыши ограничивается опорными столбами.

Какие примеси могут содержаться в добытой нефти

Разрыв крыши при чрезмерном расширении газа предотвращается специальным предохранительным клапаном, выпускающим избыточный газ в атмосферу.

Плавающие крыши почти полностью устраняют потери от испарения при больших и малых дыханиях резервуаров. Плавающая крыша представляет собой полый диск из 2—3-мм листовой стали. Радиальными перегородками она разделена на ряд герметических отсеков, предупреждающих ее потопление в случае течи. Плавающие крыши тяжелее обычных и обходятся дорого. Кроме того, они требуют постоянного ухода по спуску дождевой воды, очистке от выпавшего снега и предупреждению замерзания затвора при сильных морозах. Плавающие крыши во время грозы не безопасны в пожарном отношении.

Оригинальным является применение поливинилхлоридного ковра, плавающего в цилиндрических резервуарах на поверхности нефти или нефтепродукта. Ковер представляет гибкую поливинилхлоридную пленку, к которой снизу прикреплены поплавки из того же материала. Он покрывает всю свободную поверхность жидкости за исключением кольца шириной 2,5 см от стенок, в котором вмонтированы Z-образные уплотнители. Ковер собирается из частей, связанных между собой застежкой-молнией. Для спуска конденсированной жидкости имеются специальные трубы. Поливинилхлоридные ковры снижают потери от испарения на 60—90%.

Стабилизация нефтей

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеводородов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

Принципиальная схема установки для дегазации нефти на промыслах

Схема промысловой стабилизационной установки

В представленном ниже видео, освещающем вопросы пожарной безопасности резервуарного парка, в частности, дается наглядное представление принципов действия резервуаров с понтонами, плавающей крышей и подогревом.

Сортировка нефтей

Как известно, различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды нормального строения и имеют очень низкие октановые числа.

Некоторые нефти не содержат твердых парафиновых углеводородов и из них могут быть получены арктические и зимние сорта дизельных топлив, а также низкозастывающие масла без такого сложного процесса, как депарафинизация, которая является обязательной при переработке парафинистых нефтей. Получение дизельных топлив из сернистых и высокосернистых нефтей связано с включением в технологическую схему нефтеперерабатывающего завода процесса обессеривания, например гидроочистки; при переработке бессернистых и малосернистых нефтей этого не требуется. Потребность в различных сортах масел, получаемых из нефти, значительно меньше, чем потребность в топливах, поэтому на производство масел направляют только отборные, так называемые масляные нефти, из которых можно получать масла высокого качества, с большими выходами и при менее сложной технологии производства, чем из других «немасляных» нефтей.

Смолистые компоненты некоторых нефтей отличаются уникальными свойствами, что позволяет только из этих нефтей получать строительные и дорожные битумы исключительно высокого качества.

Можно привести еще много подобных примеров, однако и сказанного достаточно, чтобы сделать вывод о необходим?