Западно сибирский нефтяной бассейн качество

Сравнительный анализ качества российской нефти

Юрий Полищук, д.т.н., Ирина Ященко, Институт химии нефти СО РАН

Проведена оценка качества нефтей основных российских нефтегазоносных провинций, в том числе Волго-Уральской и Западно-Сибирской, наиболее важных в настоящее время для ТЭК страны. Дан сравнительный анализ качества нефтей России и ряда зарубежных месторождений по их физико-химическим характеристикам.

Стратегия развития России в области энергетики предусматривает увеличение объемов переработки нефти до 220-225 млн т в год. Значительную часть полученных нефтепродуктов планируется экспортировать, в том числе и в Западную Европу. Однако постоянное ужесточение экологических и качественных требований Европейского Союза к потребляемым нефтепродуктам может привести к сокращению экспортных возможностей нефтеперерабатывающей отрасли России. В силу этого задача обеспечения мирового уровня качества выпускаемой продукции становится для отечественных НПЗ все более актуальной. Сложность ее решения в значительной степени определяется качеством поступающего на переработку сырья. Следовательно, определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, приобретает важное значение как для производителей, так и для потребителей нефти [1].

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

1. Плотность при 20°С, кг/м 3 , не более

2. Выход фракций, % объемных, не менее

при температуре до 200°С

при температуре до 300°С

при температуре до 350°С

3. Массовая доля серы, %, не более

Анализ качества нефтей по их физико-химическим характеристикам проводится с использованием методов статистического анализа информации, накопленной в базе данных (БД) по химии нефти [3, 4]. По состоянию на начало мая 2003 г. БД включала около 11 000 записей по всем основным нефтеносным бассейнам мира, в том числе 5282 записи по месторождениям России.

Определение качества нефти

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/см 3 ),
Ф₂₀₀, Ф₃₀₀, Ф₃₅₀ — содержание фракций при температуре до 200, 300 и 350°С соответственно (% объемный).

Используемая информация из БД не имеет данных по содержанию фракции Ф₃₅₀, но эта величина, как показано в [6], может быть определена по формуле:

С учетом (2) упрощенный аналог выражения (1) может быть представлен в виде [5]:

К_у = 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 низкого качества.

Комплексный показатель качества и его упрощенное значение

Средние значения для К и К_у 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

для среднего значения К с доверительной вероятностью 0,95 определены от 0,888 до 1,068. Следовательно, среднее значение показателя К_у, равное 0,938, находится в пределах границ доверительного интервала (0,888 — 1,068) для среднего значения К, вычисленного по той же формуле (1). Поэтому можно утверждать, что полученные различия средних значений показателя качества, рассчитанных по формулам (1) и (3), статистически незначимы, и, следовательно, расчетные показатели качества нефти по формулам (1) и (3) относятся к одной генеральной совокупности. Таким образом, формулы (1) и (3) для расчета комплексного показателя качества статистически взаимосвязаны, коэффициент корреляции между показателем К и его упрощенным значением К_у положителен и равен 0,731.

Связь между качеством и ценой нефти

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 К_у , равной среднему значению К = 0,978, найдем кажущуюся величину плотности p_у, отличающуюся от с на D 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

Таблица 2.Распределение НГП по показателю качества

Источник

Характеристика нефти Западной Сибири

Географическое положение Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Летучесть, вязкость и плотность — физические свойства нефти. Превышение содержания альдегидов и кетонов над карбонильными кислотами — одна из особенностей нефти Западной Сибири.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	контрольная работа
Язык	русский
Дата добавления	25.05.2015
Размер файла	161,8 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн — крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев. Площадь около 3,5 млн. км2.

Большая часть (свыше 80%) нефтяных и газонефтяных залежей находится на глубине 2000—3000 м. Нефтяные месторождения бассейна отличаются высокими дебитами: до 200 т/сут. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна — ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её не более 880 кг/м3, содержание серы низкое (до 1,1%), парафина — менее 0,5%, содержание бензиновых фракций высокое (40—60%). В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых.

Нефти Западной Сибири характеризуются большим разнообразием. Отмечаются все четыре типа, отвечающие классификации А. А. Петрова. К типу А1 относятся нефти, не затронутые процессами биодеградации; на территории Западной Сибири они встречаются редко. Нефти типа Б1 значительно биодеградированы, содержат нафтены при практически полном отсутствии алканов нормального и изостроения, образуются на конечном этапе биохимической эволюции нефтяной залежи. К ним относятся нефти месторождений Айяунского, Антипаютинского, Ванъеганского, Верхнепурпейского, Верхнереченского, Губкинского, Ереминского, Медвежьего, Новопортовского, Пангодинского, Русского, Северного, Тазовского, Уренгойского. Типы Б2 и А2 — промежуточные между типами А1 и Б1. Нефти типа Б2 встречены на Федоровском, Северо-Толькинском и Верхнеколикъеганском месторождениях. Нефти типа А2 характерны для следующих месторождений: Арктическое, Бованенковское, Быстринское, Ванъеганское, Варъеганское, Востокинское, Еты-Пур-ское, Новопортовское, Пальяновское, Самотлорское, Тайбинское, Тюменское, Усть-Часельское, Юбилейное, Яунлорское. В Западной Сибири нефти Б2 и А2 часто залегают совместно. Закономерно, что нефти разных типов имеют свои, присущие только им, механизм и скорость трансформации.

2. Физические свойства нефти

При системном рассмотрении нефтей значительный интерес, кроме химического состава, представляют физические характеристики, такие как летучесть, вязкость, плотность. Летучесть определяет способность нефтяных компонентов к перераспределению в атмосферу. После испарения летучих компонентов происходит накопление в нелетучем остатке тяжелых ингредиентов. Вязкость и плотность оказывают значительное влияние на миграцию нефтей в природных объектах. Вязкие нефти малоподвижны и обладают низкой способностью к радиальной и горизонтальной латеральной миграции, маловязкие более подвижны, миграционно активны. Некоторые нефти имеют весьма высокую плотность, которая обычно сочетается с повышенным содержанием смол и асфальтенов. Так, нефть Ванъеганского месторождения имеет плотность 0,960 г/см3 при содержании асфальтенов — 1,9 %, смол — 13,05 %. Нефть Вачимского месторождения плотностью 0,909 г/см3 содержит асфальтенов — 1,58 %, смол — 10,82 %. Существуют также легкие нефти, с плотностью менее 0,800 г/см3, в которых значительны количества алканов, но мало смол и асфальтенов.

3. Углеводородный состав

Углеводородный состав нефтей неоднородный, представлен углеводородами насыщенными (алканы), ненасыщенными (алкены, алкадиены, алкаполиены), циклическими (циклоалканы, циклоалкены, нафтены), ароматическими (арены).

По составу насыщенных УВ все нефти делятся на две группы: 1 — тяжелые, смолистые, сернистые нефти с большим количеством нафтенов; 2 — легкие, парафинистые, малосернистые нефти, в которых алканов в 2-4 раза больше, чем нафтенов. В этих нефтях мало поли- и моноциклических нафтенов, в основном в них содержатся би- и трициклические.

Концентрация алканов колеблется в широком диапазоне — от десятых долей до нескольких десятков процентов. Преобладают УВ с числом С-атомов от С5 до С15, однако есть и исключения. Нефти Широтного Приобья содержат сравнительно мало твердых парафинов. В них присутствуют в основном низко- и среднемолекулярные алканы, н-алканов выше С20 немного, и среди них преобладают гомологи с четным числом С-атомов. Нефти северных районов и бортовых частей впадины характеризуются высоким содержанием парафинов.

Среди алкенов распространены изопреноидные структуры. Изопреноидные цепи регулярного и нерегулярного строения обнаружены в составе сернистых, азотистых соединений нефти, а также в моноароматических УВ.

По содержанию и составу аренов нефти первой и второй групп существенно отличаются друг от друга. В некоторых нефтях первой группы почти равные концентрации ксилолов и этилбензола, в то время как в нефтях второй группы ксилолов иногда в 10-20 раз больше, чем этилбензола. Содержание аренов выше в биодеградированных нефтях, поэтому они более стойки к деградации. Легкие парафинистые нефти содержат больше поликонденсированных аренов. Существуют нефти с высоким содержанием соединений с одним ароматическим кольцом и нефти с повышенным содержанием ПАУ. Обычно ПАУ в нефти от 1 до 4 %, наиболее распространены среди них гомологи нафталина, фенантренов, бензфлуоренов, хризенов, пирена, 3,4-бензпирена, особенно моно-, ди- и триметилзамещенные нафталины и фенантрены. Незамещенные арены в сырой нефти не распространены. Наибольшее содержание аренов в нефтях сернистых, тяжелых и смолистых.

В группу нефтяных оксисоединений входят спирты и фенолы. Из спиртов наибольший интерес с точки зрения оценки геохимических превращений представляет ненасыщенный спирт фитол R-СН=С(СН3)-СН2ОН. Велико значение фенолов, из которых наиболее распространены алкилфенолы. Качественный состав алкилфенолов во всех исследованных нефтях одинаков. Он зависит от глубины залегания нефтей. Особенно ярко эта зависимость прослеживается для фенолов и крезолов. Фенол и крезол могут быть продуктами окисления аренов нефти. Кроме алкилфенолов в нефти присутствуют еще шесть гомологических рядов по степени водородной ненасыщенности. Установлено также присутствие в смеси инданолов, нафтолов, оксибензофуранов, двухатомных моноядерных фенолов, а также их циклических производных.

Основную массу нефтяных оксосоединений составляют кетоны, альдегиды, кислоты, сложные эфиры, ангидриты, лактоны. Все они при выделении растворителями попадают в две группы: смолы и асфальтены. Кроме кислородсодержащих в эти группы входят азот- и серосодержащие вещества. По содержанию смол и асфальтенов нефти делятся (суммарное содержание, %) на малосмолистые — от 1 до 10, смолистые — от 15 до 26, высокосмолистые — от 17 до 40.

В большинстве нефтей наблюдается существенное превышение содержания альдегидов и кетонов над карбонильными кислотами. Соотношение смол и асфальтенов обычно укладывается в пределы от 3 до 20, т.е. варьируется весьма значительно. УВ могут переходить в асфальтены после внедрения в их молекулу атомов серы, азота или кислорода. Смолы делятся по полярности входящих в их состав молекул на бензольные и спиртобензольные. Величина отношения этих смол меняется более чем в 30 раз.

Содержание асфальтенов в некоторых нефтях может достигать 20 %. Асфальтены нефтей содержат парамагнитные центры, количество которых выше, чем в асфальтенах современных осадков. Это может свидетельствовать о распространении в нефтяных асфальтенах полисопряженных структур.

Установлено присутствие в нефтях карбоновых кислот нормального строения до С40, среди которых значительно преобладают кислоты с четным числом С-атомов, а также большое содержание непредельных кислот С16 и С18. Состав кислот из разных нефтей неодинаков. Максимум содержания кислот обычно приходится на область С16-С28. Часто преобладают кислоты С20-С30 с четным числом С-атомов. Количество нормальных кислот в биодеградированных нефтях (месторождения Русское, Ванъеганское, Лянторское) значительно меньше, чем в небиодеградированных (Салымское, Мамонтовское). В первых более 60 % приходится на долю моно-, би- и трициклических нафтеновых кислот, в то время как доля гексациклических в 10 раз меньше.

К серосодержащим веществам нефти относятся сульфиды, дисульфиды, меркаптаны. Среди сульфидов и дисульфидов имеются представители ароматического и предельного рядов, из меркаптанов — тиофенолы. Наиболее сернистые нефти приурочены к центральной части низменности в районе Сургутского свода. По периферии низменности расположены месторождения малосернистых нефтей. При переходе от нефтей легких метановых к тяжелым нафтеновым происходит увеличение количества тиофеновых структур и снижение сульфидов.

Содержание минеральных веществ невелико при их большом разнообразии. Концентрации металлов в нефти измеряются сотыми долями процента. Основная часть их находится во фракции смол и асфальтенов. Среди них есть как нетоксичные и малотоксичные (Ca, Mg, Fe, Al, Si, Mn), так и токсичные (As,Hg, Pb, V, Ni, Co, Mo U, Cu), оказывающие отрицательное действие на биоценозы. Особенно значительно содержание в нефтях ванадия (до 0,04 %) и никеля (до 0,01 %); их соединений. Металлы находятся преимущественно в форме комплексных соединений с органическими веществами (окси-, амино- и фенолокислотами, оксофенолами, порфиринами и др.), могут также присутствовать в водной фракции нефти в растворенном состоянии.

5. Качество нефти

Существует такой показатель, как качество нефти. При его выявлении учитывают следующие параметры:

· плотность нефти p;

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

· массовая доля серы S;

· концентрация хлористых солей С.

Определен комплексный показатель качества К для оценки нефти. Он рассчитывается по следующей формуле:

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

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), если К

Источник