Характеристика сырья, материалов, реагентов

Нефть это смесь большого количества различных углеводородов и других органических веществ. Основную массу нефти составляют углеводороды трех гомологических рядов - алканы, циклоалканы и арены.
Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» введены основные понятия нефти:
Сырая нефть - жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса [19].
Товарная нефть (нефть) - нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
Физико-химические свойства подготовленной нефти приводятся в таблице 2.1.
Таблица 2.1.Физико-химические свойства подготовленной нефти на КСП-16
№ п/п Наименование показателей Единицы измерения ГОСТ Показатели
1 Плотность кг/м3 3900-85 850
2 Вязкость кинематическая:
- при температуре 20 ºС
- при температуре 50 ºС
сст
сст
33-82
33-82
3 Содержание в нефти:
- серы
% весовых
Р 51947-02
2
- парафина % весовых 11851-85 0,8
- смол % весовых 11858-66 5…9
- асфальтенов
% весовых 11858-66 2,8
- мехпримесей., мг/л % весовых 6370-83 0,008
4 Фракционный состав:
начала кипения
Объем фракции, выкипающей - до 100 ºС
- до 150 ºС
- до 200 ºС
- до 250 ºС
° С
% об
% об
% об
% об 2177-99
50
11
22
31
41
5 Температура застывания ° С 20287-74 -20…-24
6 Температура вспышки ° С 6356-75 -9
Характеристика нефтяного (попутного) газа
Растворенные в нефти газы в основном жирные, содержат 25-30% гомологов метана. Компонентный состав нефтяного газа с КСП-16 представлен в таблице 2.2
Таблица 2.2. Компонентный состав нефтяного газа КСП-16
№ п/п Наименование Обозначение Показатели
с 1 ступени сепарации с КСУ
1 Плотность газа, кг/м3 р
0,9406 1,4448
2 Состав газа (мол. %):
- азот
- двуокись углерода
- метан
- этан
- пропан
- n-бутан
- i-бутан
- i-пентан
- n-пентан
- С6+выше
- С7+выше
N2
СО2
СН4
С2Н6
С3Н8
n- С4Н10
i- С4Н10
i- С5Н12
n- С5Н12
С6 + в
С7 + в
1,45
0,3
81,73
2,61
5,36
3,43
1,16
1,0
1,3
1,24
0,39
0,66
0,61
49,67
4,76
16,83
14,44
6,1
3,04
3,26
0,53
0,02
Характеристика подтоварной воды
Основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов устанавливает ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов

. Требования к качеству». При оценке качества подтоварных вод, закачиваемых в пласт, определяют содержание эмульгированной нефти и солей, которые могут образовать при контакте с пластовой водой хлопья и закупорить фильтрационную зону пласта.
Химический состав подтоварных вод и вод продуктивного горизонта, подлежащего заводнению, определяют по содержанию шести основных компонентов (шестикомпонентный анализ): Сl-; HCO3-2; CO3-2; Ca+2; Mg+2; Nа++K+, а также по плотности воды и водородный показатель (рН). Значение рН должно находиться в пределах 4,5 до 8,5. Содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/л. В воде, нагнетаемой в продуктивные коллекторы, не допускается присутствие сульфатвосстанавливающих (СВБ) бактерий. Предельно допустимое содержание нефти и механических примесей – не более 40 мг/л (применительно к району закачки) [5].
По химическому составу (по В.А. Сулину) пластовые воды Самотлорского месторождения преимущественно хлоридно-кальциевого типа. Основными солеобразующими компонентами являются ионы натрия и калия, хлора, кальция.
Физико-химические свойства пластовой (подтоварной) воды с очистных сооружений КСП-16 представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3. Результаты анализа подтоварной воды с очистных сооружений КСП-16
№
п.п. Наименование Единицы измерения Показатели
1 Плотность воды г/см3 1,017
2 рН
6,85
3 Общая минерализация мг/л 18846,24
4 Ионный состав воды мг/дм3
Cl
11360
CO
Отсут.
HCO
189,1
Na
6511,3
Ca
761,52
Mg
24,32
5 Доля железа мг/л 2,11
6 Доля сероводорода мг/л 2,14
7 Доля СО2
мг/л 2,05
8 Доля нефтепродуктов мг/л 40,0
Характеристики и свойства химических реагентов
Реагенты – деэмульгаторы
При существующей высокой обводненности продукции скважин, с территории ЦДНГ-4 Самотлорского месторождения, как правило, поступает эмульсия «нефть в воде» - мелкие до сотых и тысячных долей миллиметра капельки нефти, находящиеся в основной фазе (воде) во взвешенном состоянии. Слиянию капелек воды и расслоению эмульсии препятствуют вещества называемые эмульгаторами. К ним относятся асфальто-смолистые вещества, парафины, входящие в состав нефти [13].
Для разрушения эмульсий на КСП-16 применяется подача в нефть искусственных веществ, так называемых реагентов-деэмульгаторов. Деэмульгаторы – это поверхностно активные вещества (ПАВ), которые адсорбируются на поверхностном слое частиц дисперсной фазы (так называемых глобул), образуя вокруг глобул новый слой, насыщенный деэмульгатором, который обладает меньшей механической прочностью