Чухарева Н.В., Новиков А.А. Исследование углеводородных систем при определении качественных характеристик в системе магистральных трубопроводов

Подождите немного. Документ загружается.

171

Таблица 3.21

Технические характеристики газового хроматографа Кристалл 2000М

Характеристика Значение

Термостат колонок

ширина 200 мм

высота 200 мм

Размеры для установки хроматогра-

фических колонок

глубина 100 мм

Рабочая температура

от температуры окружающей среды

+5 °С до 400 °С

дискретность задания 0,1 °С

Скорость программирования

от 1 до 50 °С/мин

дискретность задания 0,1 °С/мин

Количество изотерм 5

Время охлаждения при температуре

окружающей среды 22 °С

от 300 до 50 °С за 5,5 мин

Электронные регуляторы расхода и давления

Входное давление от 0,36 до 0,44 МПа

Количество электронных регуляторов

расхода и давления

Расход газа-носителя от 5 до 500 мл/мин

Расход водорода от 5 до 500 мл/мин

Расход воздуха от 5 до 800 мл/мин

Детекторы* и испарители

Детектор для анализа нефти ПФД **

Количество детекторов до трех

Количество испарителей до двух

Частота опроса сигналов детекторов от 10 до 250 Гц

Краны

Модификации

4-, 6-, 10-портовые поворотные;

ручные или автоматические;

термостатируемые

или необогреваемые

Передача данных

Интерфейс RS-232C

Аналоговая с электронным аттенюатором (выходной сигнал 0..10 мВ)

* Детекторы для хроматографии смотрите в гл. 5, приложение 4.

**Особенности применения ПФД. При анализе на обычном ПФД углеводо-

родных матриц, при недостаточно эффективном разделении хроматографической

колонкой углеводородов и серосодержащих соединений, возможно понижение чув-

ствительности детектора. Это явление называется углеводородным "гашением

пламени" и происходит вследствие захвата фотонов сгорающими в пламени моле-

кулами углеводородов. Снижение эффективности хроматографической кол

онки

вызывает значительные погрешности при проведении расчёта концентраций серо-

172

содержащих компонентов. В случае если при проведении анализа параллельно с

обычным ПФД не используется детектор чувствительный к углеводородам, эта

ошибка является скрытой для оператора.

Для устранения «гашения пламени» существуют алгоритмы работы ПФД, в

которых данное явление исключено:

• конструктивным решением, обеспечивающим режим горения пламени;

• стробированием по времени процессов возбуждения и регистрации сигнала

люминесценции (пульсирующий пламенно-фотометрический детектор);

• установкой высокотемпературного окисляющего реактора до хроматогра-

фической колонки.

Пламенно-фотометрический детектор – новая разработка СКБ «Хрома-

тэк» для анализа серосодержащих соединений в нефтепродуктах. В ПФД реализо-

ван режим горения обогащенного водородом пламени, при котором происходит

пространственное выделение зоны люминесценции.

Скорость реакции окисления углеводородов выше, чем серосодержащих со-

единений. Зона пламени горелки, в которой происходит окисление углеводородов,

значительно меньше, чем зона пламени, в которой происходят процессы возбужде-

ния молекул серосодержащих соединений и люминесценции. Оксиды углерода не по-

глощают фотоны и не вызывают свечения пламени горелки. Вследствие этого

достигается максимальная чувствительность детектора по серосодержащим со-

единениям и низкая чувствительность детектора по углеводородам.

Для анализа легких серосодержащих соединений (С

…C

) в нефти, сжижен-

ных углеводородных фракциях ПФД рекомендуется применять с высокоэффектив-

ной капиллярной колонкой.

В этом случае достигается:

• максимальная чувствительность детектора при анализе серосодержащих

соединений на фоне углеводородов;

• максимальная эффективность разделения анализируемых серосодержащих

компонентов от углеводородов;

• нет необходимости «насыщать» хроматографическую систему, благодаря

тому что все контактирующие с пробой поверхности из кварца;

• использование высокотемпературной неподвижной фазы в колонке значи-

тельно увеличивает срок ее службы;

• при применении схем с переключаемой капиллярной предколонкой сократить

цикл анализа до 10 минут.

Материалы получены с сайта www.chromatograf.ru/cgi-bin [43].

3.6. Определение вязкости нефти

Для решения ряда технологических задач, связанных с вопросами

транспортировки нефти, и для проведения научно-исследовательских

работ в области физико-химических свойств нефти недостаточно опре-

деления стандартных методов контроля качества углеводородного сы-

рья, так как в ГОСТ Р 51858-2002 не входят методы определения вели-

чин, которые необходимы не при приемке нефти, а при дальнейшей ее

переработке ил

и использовании в качестве сырья, а именно вязкости.

173

Как было сказано ранее (гл. 1), различают динамическую (абсолют-

ную), кинематическую и условную вязкость. Основным способом определе-

ния кинематической вязкости (ГОСТ 33-2000, ASTM D 445, ISO 3104) явля-

ется определение с использованием стеклянных вискозиметров. Сущность

метода заключается в измерении времени истечения определенного объема

испытуемой жидкости под влиянием внешних сил тяжести через калибро-

ванный стеклянный капиллярный вискозиметр (рис. 3.79).

Для определения вязк

ости используют жидкостные низкотемпера-

турные термостаты, которые предназначены для точного поддержания

температуры при проведении измерений кинематической вязкости жид-

костей в диапазоне температур от минус 50 °С до плюс 100 до °С. При-

мер такого прибора представлен на рис. 3.80.

Рис. 3.79. Вискозиметр

стеклянный

Рис. 3.80. Жидкостный низкотемпературный

термостат ТЖ-ТС-01НМ

Лидером в области удобства и точности являются системы авто-

матического измерения вязкости, которые представляют собой модуль-

ную конструкцию, состоящую из термостата, блока управления, автома-

тического пробоотборника, промывочного модуля и капиллярных вис-

козиметров. Данные системы позволяют полностью автоматизировать

процесс измерения вязкости от промывки, сушки вискозиметра и авто-

матического дозирования образца до выдачи результата на пер

сональ-

ный компьютер. Примером такой системы может служить система

AKV-202, производства фирмы Tonako, Япония (рис. 3.81).

Автоматическая система AKV 202 предназначена для измерения

кинематической вязкости нефтепродуктов в соответствии с промыш-

174

ленными стандартами ISO 3104, IP 71 и ASTM D445. Система автома-

тически выполняет измерение, слив образца, промывку и осушку виско-

зиметров типа Ланца Зайфутца, которые пригодны для измерения вяз-

кости широкого спектра образцов.

• Автоматическое выполнение измерения, слива, промывки и осуш-

ки вискозиметров.

•

Компактный настольный дизайн, одна баня на два вискозиметра.

•

Высокая точность измерения как прозрачных, так и мутных об-

разцов за счет использования вискозиметров обратного действия.

•

Дозировка образца за счет перелива избытка устраняет погрешно-

сти, связанные с дозировкой и термическим расширением пробы.

•

Легкость смены вискозиметров, что дает возможность рабо-

тать в широком диапазоне вязкостей.

Рис. 3.81. Система автоматического измерения вязкости AKV 202

3.7. Примеры показателей качества товарной нефти

месторождений Томской области

В качестве примера в табл. 3.22, 3.23, 3.24 представлены основные

физико-химические показатели качества товарной нефти Герасимовско-

го, Лугинецкого и Игольского месторождений, располагающихся на

территории Томской области. На рис. 3.82 приведен пример паспорта

качества товарной нефти, отправляемой на экспорт.

Таблица 3.22

Показатели качества нефти Герасимовского месторождения за 2-е полугодие 2007 года

Показатели качества нефти июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь

Плотность, кг/м

(20 °C) 812,7 812,8 812,7 813,0 814,4 823,0

Плотность, кг/м

(15 °C) 816,5 816,6 816,5 816,8 818,2 826,8

Плотность, кг/м

(УУН) 808,0 808,4 809,3 810,6 813,2 821,6

Содержание серы, % 0,37 0,36 0,37 0,36 0,36 0,39

Температура нефти, °C 27,0 26,5 25,3 23,8 22,1 22,5

Температура нефти, °C (БК) 27,1 26,4 25,2 23,8 22,4 22,6

Давление нефти, МПа (УУН) 0,79 0,79 0,82 0,66 0,56 0,75

Давление нефти, МПа (БК) 0,83 0,83 0,84 0,70 0,60 0,77

Фракционный состав, %

при 200 °C 40,45 39,39 40,19 39,87 39,86 36,91

при 300 °C 64,49 63,12 64,03 62,97 63,27 59,81

Содержание парафинов, % 2,77 2,76 2,70 3,16 3,35 3,05

Содержание воды, % 0,03 0,03 0,04 0,03 0,03 0,04

Механические примеси, % 0,0011 0,0017 0,0023 0,0022 0,0028 0,0023

Хлористые соли, % (мг/дм

) 0,0009 (7) 0,0009 (7) 0,0011 (9) 0,0006 (5) 0,0007 (5) 0,0013 (11)

ДНП, мм рт. ст. 390,6 382,9 380,7 379,7 341,1 334,8

ДНП, кПа 52,065 51,027 50,748 50,620 45,470 44,620

Хлорорганич. соедин., ppm 1,074 1,712 1,138 1,000 1,211 1,260

Сероводород, ppm 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Этил-, метилмеркаптан, ppm 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

175

Таблица 3.23

Показатели качества нефти Игольского месторождения за 2-е полугодие 2007 года

Показатели качества нефти июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь

Плотность, кг/м

(20 °C) 843,3 843,6 841,8 839,6 836,8 838,2

Плотность, кг/м

(15 °C) 847,0 847,2 845,4 843,3 840,5 841,8

Плотность, кг/м

(УУН) 840,9 841,2 838,5 836,0 832,4 834,1

Содержание серы, % 0,61 0,62 0,58 0,54 0,50 0,53

Температура нефти, °C 26,1 26,1 27,4 27,9 28,3 28,5

Температура нефти, °C (БК) 27,0 27,0 28,2 28,5 29,0 29,4

Давление нефти, МПа (УУН) 3,07 3,14 3,29 3,25 2,49 3,19

Давление нефти, МПа (БК) 3,15 3,23 3,37 3,33 2,55 3,25

Фракционный состав, %

при 200 °C 29,51 30,18 30,83 31,67 32,26 31,79

при 300 °C 47,47 48,23 49,00 48,72 49,39 49,75

Содержание парафинов, % 2,40 3,55 2,38 2,83 2,37 2,19

Содержание воды, % 0,06 0,07 0,15 0,12 0,09 0,11

Механические примеси, % 0,0053 0,0077 0,0081 0,0066 0,0075 0,0065

Хлористые соли, % (мг/дм

) 0,0020 (16) 0,0014 (12) 0,0044 (37) 0,0038 (31) 0,0029 (24) 0,0030 (25)

ДНП, мм рт. ст. 418,8 401,7 413,2 390,6 391,1 371,0

ДНП, кПа 55,819 53,554 55,078 52,060 52,131 49,451

Хлорорганич. соедин., ppm 1,200 1,594 1,865 2,050 1,217 1,184

Сероводород, ppm 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Этил-, метилмеркаптан, ppm 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

176

Таблица 3.24

Показатели качества нефти Лугинецкого месторождения за 2-е полугодие 2007 года

Показатели качества нефти Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь

Плотность, кг/м

(20 °C) 799,7 799,1 792,3 793,7 793,2 793,2

Плотность, кг/м

(15 °C) 803,4 802,9 796,2 797,6 797,1 796,9

Плотность, кг/м

(УУН) 796,9 796,0 789,7 791,9 791,9 793,0

Содержание серы, % 0,32 0,31 0,30 0,30 0,31 0,31

Температура нефти, °C 26,0 25,9 25,7 24,8 23,8 22,6

Температура нефти, °C (лаб) 20,9 20,0 20,1 17,9 20,0

Температура нефти, °C (БК) 26,2 26,4 25,7 24,9 24,1 22,8

Давление нефти, МПа (УУН) 2,45 2,47 2,60 2,69 2,38 2,70

Фракционный состав, %

при 200 °C 46,84 46,23 49,01 48,72 48,77 49,58

при 300 °C 68,94 67,17 68,63 68,65 68,54 69,47

Содержание парафинов, % 1,52 1,62 1,78 1,62 1,76 2,03

Содержание воды, % 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 0,03

Механические примеси, % 0,0029 0,0041 0,0040 0,0035 0,0035 0,0020

Хлористые соли, % (мг/дм

) 0,0015 (12) 0,0012 (10) 0,0018 (14) 0,0010 (8) 0,0010 (8) 0,0011 (9)

ДНП, мм рт. ст. 440,7 432,5 469,0 470,1 471,7 478,3

ДНП, кПа 58,745 57,657 62,519 62,664 62,882 63,762

Хлорорганич. соедин., ppm 1,368 1,603 1,553 1,300 1,569 1,261

Сероводород, ppm 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

Этил-, метилмеркаптан, ppm 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

177

178

Рис. 3. 82. Пример паспорта качества на товарную нефть,

поставляемую на экспорт

179

4. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ГАЗА В СИСТЕМЕ

МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Вопросы рационального использования газа, вопросы создания эф-

фективных режимов транспортировки, вопросы, связанные с хранением

газа не могут быть решены без знания показателей качества углеводоро-

дов и способов их контроля.

Основной задачей анализа горючих газов является определение их

компонентного состава, физических и теплофизических свойств.

Качество природного газа, транспортируемого по территории Рос-

сии и поставляемого потребителям, постоянно контролируется службой

контроля качества газа ОАО «Газпром» посредством контрольно-

аналитических лабораторий.

Рассмотрим порядок контроля качества газа на примере газотранс-

портного предприятия ООО «Газпром трансгаз Томск» (рис 4.1, 4.2).

Рис. 4.1. Зона обслуживания газотранспортной системы

на примере ООО «Газпром трансгаз Томск»

180

В ООО «Газпром трансгаз Томск» в настоящее время эксплуатиру-

ется:

• более 5 000 км магистральных газопроводов по Западной Сибири,

в т.ч. газопроводов-отводов около 1 200 км;

• 18 филиалов в 8 областях Западной, Восточной Сибири и Дальнего

Востока.

Объемы транспортируемого газа составляют более 5 % от доли

Российского рынка товарного газа.

Рис. 4.2. Газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Томск»

на территории Западной Сибири

Рассмотрим магистральный трубопровод, проходящий по террито-

рии Томской области: «Нижневартовский газоперерабатывающий завод –

Парабель – Кузбасс». Подачу газа в систему магистральных трубопрово-

дов осуществляют следующие поставщики:

• Нижневартовский газоперерабатывающий завод;

• Белозерский газоперерабатывающий завод;

• Северо-Васюганское газоконденсатное месторождение;

• Мыльджинское газоконденсатное месторождение;

• Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение.