Смекни!
smekni.com

Газохроматографическое исследование углеводородов С1-С6 сероводорода и меркаптанов в нефтяных продуктах (стр. 4 из 7)

Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав. В ТУ 39–1623–93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта» по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа [2] (см. табл. 1).

Таблица 1. Классификация нефти, поставляемой для экспорта

Наименование показателя Норма для типа
1 2 3 4
1. Плотность при 20 °С, кг/м3, не более ≤ 850 ≤ 870 ≤ 890 ≤ 895
2. Выход фракций, % объемных, не менее
при температуре до 200 °С ≥ 25 ≥ 21 ≥ 21 ≥ 19
при температуре до 300 °С ≥ 45 ≥ 43 ≥ 41 ≥ 35
при температуре до 350 °С ≥ 55 ≥ 53 ≥ 50 ≥ 48
3. Массовая доля серы, %, не более ≤ 0,6 ≤ 1,8 ≤ 2,5 ≤ 3,5

Определение качества нефти

За рубежом при определении качественных показателей нефти применяются плотностная и дистилляционная модели качества.

В плотностной модели качество нефти и, соответственно, ее стоимостные показатели связываются с плотностью и содержанием серы. Дистилляционная модель качество нефти и ее стоимость связывает с потенциалом светлых фракций нефти. Попытка привести качество отечественной нефти к мировым стандартам привела к тому, что в 1989 г. в нашей стране впервые в дополнениях к ГОСТ 9965 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» основными показателями, характеризующими потребительские свойства нефти, были предложены плотность и массовое содержание серы. Позже в [2] в качестве наиболее значительно влияющих на потребительские свойства нефти указаны следующие физико-химические свойства нефти:

· плотность нефти p;

· выход фракций при температурах до 200, 300 и 350 градусов;

· массовая доля серы S;

· концентрация хлористых солей С.

Плотность нефти в значительной степени зависит от количества содержащихся в ней асфальтосмолистых веществ, способствующих образованию стойких водонефтяных эмульсий, увеличивающих стоимость ее переработки. Выявляются и другие негативные последствия при переработке тяжелых смолистых нефтей. В частности, увеличение затрат при транспортировке и переработке такой нефти. Повышенное содержание серы в нефти приводит к интенсивной коррозии аппаратуры, необходимости защелачивания продуктов переработки, гидроочистке бензиновых фракций, «отравлению» катализаторов. А вот увеличение содержания светлых фракций, приводящее к снижению затрат при производстве топлив, повышает качество нефти. Концентрация хлористых солей отражает загрязнение нефти при разработке залежи, в процессе добычи.

В [6] определен комплексный показатель качества К для оценки товарной нефти. Поскольку нет аналогичного комплексного критерия для определения качества нефтей в залежах разных месторождений и нефтегазоносных провинций (НГП), в работе предпринята попытка использовать показатель К. При этом технологический показатель С принимается равным 100 мг/л. Рассматриваемая в [6] методика определения комплексного показателя качества нефти K предполагает расчет по формуле:

К = 0,04S + 0,00054C + 1,74p – 0,0087Ф200 – 0,0056Ф300 – 0,0049Ф350, (1)

где:

S – содержание общей серы в нефти (%),

С – концентрация хлористых солей (мг/л),

p – плотность нефти (г/см3),

Ф200, Ф300, Ф350 – содержание фракций при температуре до 200, 300 и 350 °С соответственно (% объемный).

Ку = 0,0029S + 0,00039C + 2,696с – 1,003, (3)

Отклонение комплексного показателя качества, полученного по уравнению (1), от единицы в сторону увеличения означает ухудшение качества нефти (удорожание ее переработки), в сторону уменьшения – улучшения качества нефти (удешевление ее переработки). Следовательно, критерий классификации нефти по комплексному показателю качества заключается в следующем:

– если К < 1 – нефть высокого качества;

– при К ≥ 1 – нефть низкого качества.

Комплексный показатель качества и его упрощенное значение.

Вычисления значений показателей качества К и Ку производились с помощью уравнений (1) и (3), где значения параметров p, S, Ф200, Ф300 являются среднебассейновыми величинами в объемных единицах. При этом в (1) будем принимать величину С = 100 мг/л, а Ф350 приближенно вычисляется по выражению (2).

Средние значения для К и Ку равны 0,978 и 0,938 соответственно. Т.е. расчет по формуле (3) дает сдвиг значений по сравнению с расчетом по (1) в сторону уменьшения значений показателя качества, что соответствует повышению качества нефти. Границы доверительного интервала

К = 0,978 ± 0,090

для среднего значения К с доверительной вероятностью 0,95 определены от 0,888 до 1,068. Следовательно, среднее значение показателя Ку, равное 0,938, находится в пределах границ доверительного интервала (0,888 – 1,068) для среднего значения К, вычисленного по той же формуле (1).

Связь между качеством и ценой нефти.

Рассмотрим, как сказываются расчеты по (1) и (3) на определении цены на нефть, с учетом того, что качество нефти исключительно важно для ее стоимости. В мировой практике различие в ценах на нефть определяется потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, а качество оценивается по ее плотности и содержанию серы [6]. Анализируя формулы расчета показателя качества нефти, можно заключить, что на качество, а, следовательно, и на цену нефти, больше влияет показатель ее плотности, нежели содержание серы, т. к. коэффициент взаимной значимости плотности с в формуле (1) является наибольшим по сравнению с другими коэффициентами. Поэтому ниже будем рассматривать влияние изменения величины плотности нефти на прогноз цены на нефть.

В работе [7] предлагается методика расчета коэффициентов влияния плотности на цену нефти. Так, для российской экспортной смеси Urals коэффициент линейной зависимости цены от плотности равен $0,23 за тонну нефти при изменении плотности на 0,001. Среднему значению К согласно (1) соответствует среднее значение плотности p, равное 0,856. Принимая в (3) величину Ку, равной среднему значению К = 0,978, найдем кажущуюся величину плотности pу, отличающуюся от с на p = 0,039. Следовательно, увеличение плотности нефти на 0,039 повлечет за собой уменьшение цены тонны Urals на $8,97, если расчет качества производится по формуле (3).

Подобные исследования проводились и для других нефтей. Для американской нефти WTI коэффициент линейной зависимости равен $0,47 за тонну при изменении плотности на 0,001, а для нефти американской компании Conoco изменение цены на нефть равно $0,22 за тонну при изменении плотности на 0,001 [6,7]. Следовательно, увеличение плотности на 0,039 для такой нефти означает уменьшение ее цены на $8,58 за тонну при использовании формулы (3) для расчета качества нефти.

Сравнение нефтей основных НГП по качеству и физико-химическим свойствам

В табл. 2 представлено распределение НГП по территории стран СНГ с учетом показателя качества К, вычисленного для нефтей каждой провинции по формуле (1) и усредненного по всей территории провинций.

Таблица 2. Распределение НГП по показателю качества

Название
провинции
Среднее
значение К
Интервал
изменения К
Число
записей в БД
Охотская 0,53 0,05 – 1,23 279
Балтийская 0,65 0,52 – 0,64 23
Днепровско-Припятская 0,71 0,01 – 1,60 452
Северо-Кавказская 0,75 0,02 – 1,43 884
Тимано-Печорская 0,80 0,53 – 1,08 262
Лено-Тунгусская 0,80 0,02 – 1,42 263
Западно-Сибирская 0,82 0,11 – 1,59 1648
Волго-Уральская 0,91 0,24 – 1,52 1983
Прикаспийская 0,99 0,17 – 1,52 408
Лено-Вилюйская 1,28 89
Енисейско-Анабарская 1,30 20

Видно, что в основном НГП России содержат нефти высокого качества (К < 1), за исключением Лено-Вилюйской и Енисейско-Анабарской НГП (К > 1). Видим, что Волго-Уральская провинция имеет К < 1. Следовательно, в самарском регионе мы имеем нефти высокого качества.

Интересно также сравнить основные НГП России по физико-химическим свойствам нефтей на основе классификации, представленной в табл. 2. Для этого введем дополнительный 5-й тип нефти, которая не соответствует ни одному из 4 типов, представленных в табл. 1. Этот 5-й тип имеет следующие характеристики:

p > 895 кг/м3,

S > 3,5%,

Ф200 < 19%,

Ф300 < 35%,

Ф350 < 48%.

Распределение нефтей основных Волго – Уральских НГП по параметрам p, S, Ф200 и Ф300 представлено в табл. 3.

Районирование территории Волго-Уральской провинции по качеству нефти

Волго-Уральская НГП является одной из самых старых и до сих пор основных нефтедобывающих провинций России. Она характеризуется высокой степенью разведанности и выработанности запасов углеводородного сырья. Геозонирование территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1983 образцов нефти (табл. 1) более 500 месторождений ВУНГП. Для проведения анализа были определены средние значения (по территории месторождений) для величин p, S, Ф200 и Ф300.

Большинство месторождений (более 62% от общего числа месторождений ВУНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. Наиболее крупные из них: в Самарской области – Кулешевское, Мухановское, Рассветское;