5. Расчетные методы определения фракционного состава

1. Метод Эдмистера - графики для построения кривой ИТК или ОИ на основе фракционного состава по ГОСТ 2177-81.

Сущность метода при построении кривой ИТК состоит в следующем:

а) по t^гост₅₀ пользуясь графиком определяют величину Δt = t^итк₅₀- t^гост₅₀ и из этого выражения – t^итк₅₀

б) по исходной кривой фракционного состава по ГОСТ находят уклоны этой кривой на участках – 0-10% об. i^гост_0-10 =( t^гост₁₀- t^гост₀)/10, 10-30% об. . i^гост_10-30 =( t^гост₃₀- t^гост₁₀)/20 и т. д., для всех участков, для которых построены кривые;

в) по найденным уклонам с помощью кривых графика находят уклоны кривой ИТК на соответствующих участках i^итк_0-10, i^итк_10-30 и т. д.;

г) по найденным величинам в п. а и в строят кривую ИТК. Для этого влево и вправо от точки t^итк₅ откладывают температуры, вычисленные из соотношений:

2 . График Обрядчикова и Смидович (рис. 2.16) для упрощенного построения кривой (в этом случае - прямой) ОИ на основе кривой фракционного состава по ИТК.

Опорными параметрами в этом случае служат температуры выкипания 50% (мас.) по ИТК и уклон этой кривой между точ­ками 10 и 70% (мас.). По этим значениям выполняют построе­ния, показанные на рис. 2.16 пунктиром, и находят значения отгона по кривой ИТК, соответствующие температурам начала и конца ОИ. Эти температуры соединяют прямой, которая и яв­ляется в этом случае прямой ОИ при атмосферном давлении.

Для получения кривой (или прямой) ОИ при других давле­ниях, отличных от нормального пересчитывают на это давление нормальную температуру и от нее проводят кривую (прямую) эквидистантно линии ОИ при атмосферном давлении.

Описанные графические методы построения кривых ОИ яв­ляются упрощенными, но они удобны (за счет быстроты реали­зации) и используются в случаях, когда не требуется высокая точность расчетов.

3. Более точно состав по ОИ можно найти расчетным пу­тем, используя уравнения состава паровой и жидкой фаз, полученные для случая равновесного состоя­ния многокомпонентной смеси

17. Характеристика свойств компонентов нефти

Компонентный состав нефти - содержание в потоке, выходящем из нефтяной скважины, веществ, различающихся фазовым состоянием (жидкость, газ) и природой (органические или минеральные вещества): углеводородная смесь, попутный газ, пластовая вода, механические примеси. Все эти компоненты нефти взаимно нерастворимы, являются олеофобными и образуют дисперсную систему, которая может быть подвергнута разделению.

Количество этих примесей в нефти, выходящих из скважины, для разных месторождений различно.

1. Попутный газ - легкая углеводородная часть нефти, выделяющаяся из нее в процессе снижения давления от пластового (десятки МПа) до давления в сепараторах установок промысловой подготовки нефти (около 1,0 МПа).

Выделение газа начинается уже в стволе скважины и затем продолжается на поверхности Земли в сепарирующих устройствах установок комплексной подготовки нефти.

Углеводородный состав попутного газа на каждой ступени его отделения устанавливается в соответствии с законами фазового равновесия сложных смесей и зависит от t и p.

Однако даже после многоступенчатой сепарации пузырьков газа из нефти на промысле в ней остается в растворенном (абсорбированном) состоянии, а также в виде взвешенных мелких (до 20-50 мкм) пузырьков газа (образуя дисперсную систему «нефть-газовая фаза») еще около 0,5-1,5% (мас.) углеводородов - от метана до пентанов. Газ отделяется от нефти в процессе высокотемпературной стабилизации на специальных нефтестабилизационных установках и затем в процессе первичной дистилляции нефти.

Для определения растворенных в нефти легких углеводородов С₁-С₄ (или С₁-С₅) существует целый ряд методов. Большинство из них хроматографические, позволяющие относительно быстро оценить содержание этих углеводородов непосредственно в нефти. Существует, например, стандартный метод определения содержания углеводородов С₁-С₆ в нефти (ГОСТ 13379-82) с помощью газового хроматографа. Однако точность этих методов невелика [15-30% (отн.)] и уступает более надежному, но требующему больших затрат времени дистилляционному способу определения.

2. Пластовая вода. В процессе добычи нефти пластовая вода своим напором вытесняет нефть по порам горных пород в направлении к стволу скважины. В зависимости от структуры пор самого пласта, скорости притока нефти к скважине, вязкости нефти и других факторов приток воды к скважине вместе с нефтью может быть разным.

В начальный период обычно обводненность нефти очень мала, однако чем дольше эксплуатируется скважина, тем более обводненная нефть из нее отбирается. Средняя обводненность нефтей в целом по России достигает около 50%, т. е. добыча пластовой воды составляет около 150 млн т/г.

В процессе добычи и промыслового транспорта нефти происходит интенсивное смешение нефти с пластовой водой и часть воды эмульгируется в нефти в виде мельчайших капель (диаметр от 10 до 1000 мкм), образуя водонефтяную эмульсию.

Значительная часть пластовой воды отделяется на промысловых установках в отстойниках УКПН(установки комплексной подготовки нефти), а часть ее, диспергированная в нефти, остается неотделенной, и эта дисперсная система "нефть - вода" разделяется далее специальными методами. Поскольку пластовая вода всегда сильно минерализована - содержит соли различных металлов, то задача глубокого отделения эмульгированной в нефти воды является одновременно и задачей снижения в ней содержания коррозионно- активных солей.

По своему составу пластовые воды нефтей различных месторождений очень сильно различаются, поскольку различны геохимические условия их залегания.

Одной из общепринятых характеристик степени минерализации пластовых вод является их плотность (d), которая может быть определена обычным взвешиванием либо расчетом по солености воды (в г/см3): d= 145/(145 - n), где n - соленость воды в градусах Боме по ареометру.

Нуль по шкале Боме соответствует дистиллированной воде при 15,6°С (60 °F), а каждый градус -1% (мол.) содержанию NaCl.

Зависимость плотности пластовой воды (в г/см3) от концентрации в ней минеральных солей выражается соотношением d= 1 + 0,00715S, где S - концентрация минеральных солей в воде, г/л.

Определение содержания воды в нефти проводится по ГОСТ 2477-65 методом выпаривания воды с легким растворителем при нагревании нефти.

Принятые за рубежом стандартные методы основаны также на перегонке (ASTM D-95/70) и центрифугировании (ASTM D1/796/68).

Минеральные соли в пластовой воде находятся практически полностью в растворенном состоянии.

По наиболее известной классификации пластовые воды по химическому составу растворенных в них солей делят на хлоридно-кальциевые и щелочные. Первые, наиболее распространенные, содержат в своем составе смеси хлоридов натрия, магния и кальция (воды многих месторождений Башкортостана, Татарстана, Туркменистана, Азербайджана и др.).

Щелочные воды могут быть представлены хлоридощелочными и хлоридосульфатощелочными водами.

Хлоридощелочные воды содержат в основном хлориды и карбонаты в различных соотношениях и почти не содержат сульфатов.

Хлоридосульфатощелочные, наименее минерализованные воды содержат значительное количество сульфатов.

Содержание основных солей - хлоридов различных металлов [в % (отн.)] в пластовых водах существенно различается для разных месторождений.

Содержание хлоридов в нефти определяют по ГОСТ 21534-76 двумя методами - титрованием водного экстракта солей, выделенного из нефти, и неводным потенциометрическим титрованием нефти (для нефтей с содержанием хлоридов более 10 мг/л).

3. Механические примеси нефти представлены мелкими частичками горных пород, выносимых из скважины, а также частицами продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования и плотных углеродистых образований (карбоидов) самой нефти. Они образуют с нефтью также дисперсную систему "нефть - твердое тело", разделение которой проводится методом отстаивания в сепараторах и отстойниках УКПН на промыслах. Небольшое (до 0,2%) количество этих примесей остается в нефти, идущей на переработку, и выделяется при более глубокой очистке нефти на нефтезаводах.

Содержание механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370-83 методом фильтрования смеси образца нефти с легким углеводородным растворителем (бензин, толуол) с последующим взвешиванием высушенного на фильтре осадка.

Нижний порог чувствительности этого метода составляет 50 мг/кг [0,005% (мас.)].

Компонентный состав нефти в процессе ее очистки на промысле существенно меняется, и после очистки нефть сдается в переработку определенного конечного компонентного состава, который в соответствии с ГОСТ 9965-76 относят к четырем категориям (группам):

Группа	Содержание, не более
	соли, мг/л	вода, % (мас.)	Мех. примеси, % (мас )
I	40	0,2	0,05
II	300	1,0	0,05
III	1800	1,0	0,05
IV	3600	2,0	0,05

При подготовке нефти на НПЗ окончательное обезвоживание и обессоливание осуществляется до требований к нефти, поступающей на перегонку

Хлоридов, не более	3-5 мг/л
Воды, не более	0,1 %
Механические примеси	Отсутствие