Нафта, що поставляється на нафтопереробні підприємства і продукція, що експортується за кордон, повинна відповідати ряду вимог. Ці вимоги включають показники, що характеризують ступінь підготовки нафти до транспортування магістральними трубопроводами і наливним транспортом, і показники, що характеризують фізико-хімічні властивості (якість) нафти.
За ступенем підготовки нафти до транспортування нормуються наступні показники:
- тиск насичених парів;
- вода разом з нафтою утворює високов'язкі емульсії, перекачування яких на досить великі відстані призведе до додаткових енергетичних витрат;
- транспортування пластової води разом з нафтою нераціонально, так як вода є баласт, який не має товарної цінності; крім того, відповідно збільшується обсягом прокачується рідини зростають капітальні та експлуатаційні витрати;
- вода в нафти в умовах низьких температур кристалізується, що ускладнює транспортування нафти (забивання фільтрів, поломка насосів);
- пластова вода, що міститься в нафті, являє собою розчини солей, тим самим сприяє корозії устаткування.
Для перекачування магістральними нафтопроводами приймають нафту, що містить не більше 0,5-1,0% води. Визначення проводиться за ГОСТ 2477.
Хлористий кальцій може гидролизоваться в кількості до 10% з утворенням соляної кислоти. Хлористий магній гідролізується на 90%, причому гідроліз спостерігається і при низьких температурах. Гідроліз хлористого магнію протікає за наступною схемою: MgCl2 + H2 O Û MgOHCl + HCl і може проходити як під дією води, що міститься в нафті, так і за рахунок кристалізаційної води хлористого магнію.
Найбільша активність ХОС спостерігається на установках попередньої гідроочищення сировини, дизельного палива, газофракціювання і риформінгу. Межі википання ХОС в основному збігаються з межами википання бензинових фракцій, тому основний збиток спостерігається на установках каталітичного риформінгу через високій швидкості корозії, зумовленої утворенням HCl, часткової дезактивацією каталізаторів. ХОС потрапляють в нафту в процесі її видобутку і транспортування на НПЗ. Маються на увазі органічні хлорсодержащие реагенти і HCl, які закачуються в пласт для промивання, глушіння і видалення з пласта сольових відкладень, істотно зменшують приплив нафти до забою.
До фізико-хімічними показниками, які характеризують якість нафти відносяться:
· Масова частка сірководню і легких меркаптанів (метил і етілмеркаптанов);
· Масова частка твердого парафіну;
· Вихід фракцій, що википають при температурах 200, 300 і 350 0 С;
· Щільність нафти при 20 0 С і 60 F (15 0 С).
Масова частка сірководню, метил- і етілмеркаптанов. Сірководень зустрічається як в нафтах, так і в продуктах її переробки. Сірководень - сильна отрута з характерним запахом тухлих яєць. У присутності води або при підвищених температурах він реагує з металом апаратів, утворюючи сульфід заліза: Fe + H2 S®FeS + H2.
Покриваючи поверхню металу, захисна плівка з сульфіду заліза частково оберігає метал від подальшої корозії, але при наявності соляної кислоти захисна плівка руйнується, так як сульфід заліза вступає в реакцію: FeS + 2HCI®FeCI2 + H2 S.
Хлористе залізо переходить у водний розчин, а звільнений сірководень знову реагує з залізом. Таким чином, сірководень є причиною найбільш сильній корозії апаратури. У товарних нафтах масова частка сірководню обмежується 20-100 ppm. Визначається по ГОСТ 50802.
Крім сірководню, великий корозійної активністю володіють низькомолекулярні меркаптани. Слід також відзначити високу токсичність меркаптанів: вони викликають сльозоточивість, підвищену чутливість очей до світла, головні болі, запаморочення.
1. Присутність твердого парафіну в нафті підвищує їх в'язкість. Перекачування таких нафт пов'язана з додатковим підігрівом або змішанням з маловязкими нефтями. Крім того, при перекачуванні такого роду продуктів потрібне збільшення діаметра трубопроводу.
3. Тверді парафіни з плином часу під дією низьких температур викристалізовуються, утворюючи парафінисті відкладення на нафтоперекачувальних обладнанні, які засмічують фільтри насосів, тому з урахуванням реанімаційних заходів собівартість нафт зростає. Для в'язкопластичних нафт типова не лінійна, а експоненціальна залежність фізичних параметрів, пов'язаних з випаданням парафіну, від температури.
Щільність нафти при 20 0 С і 60 F (15 0 С). В якості стандартних температур в Російській Федерації прийняті: для води t = 4 0 С, для нафти і нафтопродуктів t = 20 0 С. В країнах Західної Європи (ES) і Америки (США, Канада, країни Латинської Америки) для води і нафти ( нафтопродуктів) використовують t = 60 F (що відповідає 15,57 0 С). Нормування щільності нафти пов'язано перш за все з приймально-здавальними операціями. Як правило, контроль обсягів перекачується нафти здійснюється в одиницях об'єму, а товарні операції - в одиницях маси. Навіть помилка при визначенні щільності в другому знаку може привести до невиправданих втрат (10% і більше). Додатково слід зазначити, що щільність нафти в даний час нормують не тільки в абсолютних одиницях, але і в градусах API. Щільність в 0 API пов'язана з щільністю при 15 0 С наступною залежністю: 0 API = 141,5 / r 15 15 -131,5. При записи результатів температуру не вказують, тому що в визначення вже включена температура 60 F. Визначають щільність по ГОСТ Р 3900 при 20 0 С і по ГОСТ Р 51069 (ASTM D 1298-99) при 15 0 С.
При здачі нафти на промислах до теперішнього часу підготовка нафти здійснюється по ГОСТ 9965-76 (знято обмеження терміну дії ІКС 2-93). У відповідності з ним нафту за ступенем підготовки підрозділяється на три групи, їй присвоюється умовне позначення (табл. 1.1).
Таблиця 1.1. Ступінь підготовки нафти для нафтопереробних підприємств (по ГОСТ 9965-76)
Норма для групи
Залежно від масової частки сірки нафти поділяються на три класи:
1 - малосірчисті (до 0,60%);
2 - сірчисті (від 0,61 до 1,80%);
3 - високосірчисті (більше 1,80%)
Залежно від щільності при 20 0 С кожен клас нафти підрозділяється на три типи:
1 - легкі (до 850 кг / м 3);
2 - середні (від 851 до 885 кг / м 3);
3 - важкі (понад 885 кг / м 3).
Умовне позначення нафти складається з трьох цифр, соотвествующих класу, типу і групі. Якщо нафта по ряду показників відповідає більш високому числовому значенню групи, а хоча б по одному з показників - більш низькому, то нафти присвоюється більш високе числове значення групи (на один розряд за збільшенням). Наприклад: нафта Самотлорского родовища з масовою часткою сірки 0,96% (2 клас), щільністю 842,6 кг / м 3 (1 тип), концентрацією хлористих солей 72 мг / дм 3 (1 група), масовою часткою води 0,8 % (2 група) позначають «нафту 2.1.2. ГОСТ 9965-76 ».
Результати випробувань з умовним позначенням шифру заносять в паспорт якості нафти.
ГОСТ 9965-76 діє для нафт, що поставляються на внутрішній ринок Російської Федерації. Для нафт, що поставляються на експорт, пред'являються вимоги не тільки за ступенем підготовки, а й по ряду фізико-хімічних показників, що характеризують якість нафти (табл.1.2).
Таблиця 1.2. Фізико-хімічні властивості російської нафти, що поставляється на експорт (по ТУ 39-1623-93)
3.Массовая частка механічних домішок,%, не більше
Виходячи з отриманих значень типу і групи нафти, їй присвоюється умовне позначення. Якщо нафта по ряду показників відповідає вищому типу або групі (числове значення типу або групи), а хоча б по одному з показників - більш низькому типу або групі (числове значення типу або групи), то нафту відносять до нижчого типу або групі ( на один розряд за зменшенням). Наприклад: нафта Самотлорского родовища з масовою часткою сірки 0,96% (2 тип), щільністю 842,6 кг / м 3 (1 тип), концентрацією хлористих солей 72 мг / дм 3 (1 група), масовою часткою води 0,8 % (2 група), виходом фракцій: до 200 0 С - 19,5% об. (4 тип); до 300 0 C - 41,3% об. (3-й тип); до 350 0 С - 53,4% об. (3 тип) позначають «нафту 4.2. ТУ 39-1623-93 ». Нафта з групою (типом) I (1) має вищу якість, ніж нафта з групою (типом) II (2). Соотвественно нафту з групою (типом) II (2) якісніше нафти з групою (типом) III (3).
Результати випробувань з умовним позначенням шифру заносять в паспорт якості нафти, який наведено в прил.1.
Приймально-здавальні випробування проводять для кожної партії за показниками: щільність; масова частка води; концентрація хлористих солей; масова частка сірки.
Періодичні (контрольні) випробування проводять за погодженням із споживачем в терміни, встановлені рамковою угодою між постачальником і споживачем, за показниками: масова частка механічних домішок; фракційний склад; масова частка парафіну; наявність ванадію.
Залежно від масової частки сірки нафту буває чотирьох класів (табл. 1.4).
Не нормується. Визначення обов'язково з 1.01.03
Нафта з нормою менше 20 млн -1 (ррm) за показником 1 табл. 1.6 вважають не містить сірководню.
За ступенем підготовки нафту поділяють на 3 групи (табл. 1.7). Якщо по одному з показників нафту відноситься до групи з меншим номером, а по іншому - до групи з великим номером, то нафту визнають відповідній групі з великим номером.
Умовне позначення нафти складається з чотирьох цифр, відповідних позначенню класу, типу, групи і виду нафти. При поставці на експорт до позначення типу додається індекс «Е».
Норма для групи