Компонентный состав нефти

II

Компонентный состав нефти.

     Выходящая из недр Земли по скважине на поверхность нефть не является только смесью углеводородов. Она выносит с собой попутный газ, пластовую воду и механические примеси – частички горной породы из призабойной зоны скважины. Поэтому под компонентным составом нефти понимают содержание в потоке, выходящем из нефтяной скважины, веществ, различающихся фазовым состоянием (жидкость, газ) и природой (органические или минеральные вещества). Все эти компоненты нефти взаимно нерастворимы, являются олеофобными и образуют дисперсную систему, которая может быть подвергнуты разделению.

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

     Попутный газ – легкая углеводородная часть нефти, выделяющаяся из неё в процессе снижение давления от пластового (десятки МПа) до давления в сепараторах установок промысловой подготовки нефти (около 1 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 температуры и давления.

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

    Пластовая вода – является неизбежным спутником нефти. 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 вместе с нефтью к скважине может быть разным.

    В начальный  период обводненность нефти очень  мала, однако чем дольше эксплуатируется  скважина, тем более обводненная  нефть из нее отбирается.

    Средняя обводненность  нефти в целом по России  достигает около 50%, т.е. добыча пластовой  воды составляет около 150млн.т/г.

     В процессе добычи и промыслового транспорта нефти происходит интенсивное смешение нефти с пластовой водой. Значительная часть пластовой воды отделяется на промысловых установках в отстойниках, а часть её, 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.

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

    Пластовые воды  по химическому составу делят  на хлоридно-кальциевые и щелочные.

    Содержание основных  солей – хлоридов различных  металлов в пластовых водах  существенно различаются для  разных месторождений(%):

             Месторождение:                      NaCl               MgCl2                 CaCl2

Самотлорское(Зап.Сибирь)                  59                      6                        35

Ромашкинское(Татарстан)                   86                      6                          8

Арланское(Башкортостан)                   56                      10                      34

    

   Механические примеси нефти представлены мелкими частичками горных пород, выносимых из скважины, а так же частицами продуктов коррозии нефтепромыслового оборудования и плотных углеродистых образований (карбоидов) самой нефти. Они образуют с нефтью дисперсную систему «нефть – твердое тело», разделение которой проводится методом отстаивания в сепараторах и отстойниках на промыслах. Небольшое количество примесей остается в нефти, идущей на переработку, и выделяется при более глубокой очистки 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.

 

 

I

Определить %-е содержание фракции:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Дано:  ФР80-1500С

Решение: 48% - 13% = 35%

Выход 35%