Гост 26098-84

Содержание в нефти хлористых солей

Электрохимическую коррозию вызывает процесс гидролиза солей. Минеральные соли, растворенные в пластовых водах, могут быть различными,  однако больше всего они представлены хлоридами кальция,  натрия и магния.

Хлористый кальций способен гидролизовываться  до 10 процентов от собственной массы, образуя соляную кислоту.

Хлористый магний может гидролизоваться на 90 процентов, причем способности к гидролизу он не теряет даже при низких значениях температур.

Содержание солей в пластовой  воде измеряется как количество сухого вещества, которое остается после выпаривания одного литра воды. Соленость нефти измеряется миллиграммами хлоридов, в пересчете на NaCl  (поскольку хлорид натрия почти не способен  гидролизоваться), которые содержаться в одном литре нефтяного сырья.

Транспортировка нефтепродутов

Транспортировка продуктов нефтепереработки осуществляется несколькими способами:

• наливом, в специальных емкостях
• навалом, в контейнерах
• в специальной таре
• по трубопроводу

Газообразные нефтепродукты сжижают и транспортируют в специальных цистернах под давлением.

Жидкие продукты, такие как бензин, дизельное топливо, керосин и др. перевозят железнодорожным, автомобильным или водным транспортом в специальных цистернах, а также по трубопроводу, который называется нефтепродуктопровод.

Некоторые виды масел и растворителей перевозят уже разлитыми в готовую для продажи или специальную тару.

Твердые нефтепродукты, такие как нефтяной кокс транспортируют навалом преимущественно в железнодорожных вагонах.

Освоение углеводородных ресурсов за рубежом

В соответствии с имеющимися контрактными обязательствами Группа «Газпром» продолжает реализацию ранее начатых проектов за рубежом. В 2019 году Группа выполняла геолого-геофизические исследования на территории стран СНГ, государств Европы, Юго-Восточной Азии, Африки, Ближнего Востока и Южной Америки.

Объем финансирования ГРР в 2019 году в зарубежных проектах составил 5,4 млрд руб.

В рамках реализации геологоразведочных проектов, в которых Группа «Газпром» имеет операторские функции, буровые работы в 2019 году велись в Сербии и Румынии. По результатам ГРР открыты две новые залежи на территории Сербии.

Разведочное бурение в Сербии

Увеличенная фотография (JPG, 3,3 МБ)

Схема грузопотоков

Нефть по системе «Транснефти» транспортируется согласно «Схеме нормальных (технологических) грузопотоков», которая является Государственным нормативным документом и утверждается Минэнерго России. По такому параметру, как содержание серы, в ней нормированы все крупные транспортные грузопотоки — от пунктов приема до пунктов сдачи. В результате обеспечиваются поставки заданного качества на внутренний рынок (15 сортов) и экспорт (6 сортов).

Крупные инфраструктурные проекты компании в перспективе тесно связаны с освоением новых месторождений

Процесс формирования смеси в транспортных грузопотоках технологически связан с ресурсной базой нефти, ее качественным составом, объемами добычи, характеристиками объектов системы магистрального транспорта. В схеме грузопотоков отражаются изменения транспортной инфраструктуры, ввод новых объектов.

Руководствуясь нормами схемы, компания поставляет малосернистую нефть отдельными выделенными потоками в восточном направлении по системе ВСТО на восточную группу НПЗ, на экспорт в Китай и через порт Козьмино, а также в западном направлении на группу НПЗ Краснодарского края, Волгоградский НПЗ и на экспорт через порт Новороссийск. Сернистая нефть поставляется на центральную группу НПЗ, НПЗ Урало-Поволжья и на экспорт через порты Новороссийск, Приморск, Усть-Луга и по нефтепроводной системе «Дружба». Высокосернистая нефть идет на Уфимскую группу НПЗ и в смеси на заводы Урало-Поволжья.

МЭА: Спрос на нефть может упасть до минимума за 17 лет

Крупные инфраструктурные проекты компании в исторической перспективе тесно связаны с освоением новых месторождений. В свою очередь прием новых ресурсов активно влиял на изменение показателей качества транспортируемой по системе магистральных нефтепроводов нефти. С 2009 года растет прием малосернистых ресурсов, что связано с разработкой Ванкорского месторождения и запуском транспортной системы Восточная Сибирь — Тихий Океан (ТС ВСТО), Куюмба — Тайшет и Заполярье — Пурпе. 

В 2009 году началось активное освоение Ванкорского месторождения. Это увеличило прием западносибирской малосернистой нефти. В том же году введена в эксплуатацию ТС ВСТО. Эта магистраль позволила не только перенаправить малосернистую нефть на восток, но и наращивать ресурсную базу Восточной Сибири. В свою очередь, запуск магистральных нефтепроводов Заполярье — Пурпе и Куюмба — Тайшет в 2016 году дал возможность подключить к системе новые месторождения Западной и Восточной Сибири (Мессояхское, Пякяхинское, Яро-Яхинское, Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское).

Но с 2010 наблюдается устойчивый рост приема высокосернистых ресурсов, добываемых в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Оренбургской и Самарской областях. Для снижения показателей сернистости на западных грузопотоках в 2014 году реализован проект по отводу башкирской высокосернистой нефти в восточном направлении, что стабилизировало показатели качества сырья, идущего на российские НПЗ и на экспорт в западном направлении. В конце 2018 года запустили нефтепровод Нижневартовск — Александровское для перенаправления сернистых ресурсов в восточном направлении. Тем самым обеспечивается мобильность высвобожденных объемов малосернистого сырья и возможность его поставок как в западном, так и восточном направлениях транспортировки.

С 2015 года в Коми идет увеличение приема аномальной по своим реологическим свойствам нефти Ярегского месторождения. В 2018 году сдача этой нефти с высокой плотностью и вязкостью увеличена более чем на 1 миллион тонн в год (в сравнении с 2015 годом)». Чтобы не ухудшать показатели качества сырья, идущего на НПЗ северо-запада страны, с прошлого года нефть Тимано-Печорского региона идет в направлении порта Приморск.

Справка

По содержанию серы нефть делится на четыре класса:

— малосернистая (не более 0,6 процента, класс 1)

— сернистая (от 0,61 до 1,8 процента, класс 2)

— высокосернистая (от 1,81 до 3,5 процента, класс 3)

— особо высокосернистая (более 3,5 процента, класс 4)

Геохимические и генетические классификации

Хроматограммы нефтей различных геохимических типов

Геохимические и генетические классификации делят нефти, основываясь на их геолого-геохимической истории и теории нефтеобразования. Однако разработку подобных классификаций затрудняет тот факт, что до сих пор точно не известно, что именно оказывает наибольшее влияние на процесс нефтеобразования. Поэтому при подразделении нефтей по этому принципу, авторы опираются на какие-либо конкретные наиболее достоверные факторы, не учитывая другие, что является значительным недостатком.

В 1948 году была разработана генетическая классификация А.Ф. Добрянского, основанная на представлениях о составе нефти как о функции её превращения. Ввиду того, что основным направлением превращения нефти является её метанизация, классификация подразделяла нефть по содержанию в ней метановых углеводородов, причем она не затрагивала фактический состав нефти, а опиралась только на принципы превращения, а также не учитывала присутствие гетероатомных соединений. Поэтому широкое применение данная классификация не нашла.

В году А.А. Карцевым было предложено разделение нефтей на два класса: палеотипные нефти и кайнотипные. К первым относились нефти, в составе дистиллятов которых было > 30 % парафинов, а у бензинов — > 50 %. Ко вторым относились нефти, в составе дистиллятов и бензинов которых было 30 % и 50 % парафинов соответственно. Данное разделение описывало только общие черты геохимической истории нефтей, поэтому такая классификация была недостаточной. В году Карцевым была сформирована эволюционная геохимическая классификация, основанная на связи состава нефтей с геолого-геохимическими условиями катагенных превращений (возрастом и глубиной залегания, геотектонической обстановкой). Было выделено восемь классов нефтей, в каждом из которых были подклассы нефтей «чистой линии», окисленных, осерненных и нефтей — продуктов физической дифференциации. Однако, первичные факторы состава нефтей, которые связаны с неоднородностью нефтеобразующих веществ, в классификации не учитывались. Это повлияло на неполную обоснованность систематизации, что объясняло отсутствие её применения.

Наиболее корректной и законченной является геохимическая классификация А.А. Петрова, основанная на содержании в нефти реликтовых углеводородов. Были введены следующие критерии:

Ki=iP{\displaystyle {\mathsf {K_{i}}}={i/P}}

Pf=PNf{\displaystyle {\mathsf {P_{f}}}={P/N_{f}}}

if=iNf{\displaystyle {\mathsf {i_{f}}}={i/N_{f}}}

где i — сумма высот пиков пристана и фитана по хроматограмме нефти; Р — сумма высот пиков н-гептадекана и н-октадекана по той же хроматограмме, N_f — циклоалкановый фон хроматограммы («горб» неразделенных углеводородов, на котором проявляются пики i и P). Данная классификация подразделяет нефть на четыре типа по значениям этих критериев (в скобках — наиболее предпочтительные значения):