NGE.RU - нефтепродукты в России и СНГНам 13 лет!

Реклама на портале

ПОИСК
На торговой площадке представлены предложение и спрос на бензин, дизельное топливо, индустриальные и моторные масла, мазут и битум, нефть, газ и другие нефтепродукты российских предприятий.
Главная >> Информация >> Статьи и обзоры >> Просмотр статьиПечать



Сравнительный анализ качества российской нефти. (Нефть и Капитал 27.06.03)

 
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
Наименование показателя Норма для типа
1 2 3 4
1. Плотность при 20°С, кг/м3, не более ≤ 850 ≤ 870 ≤ 890 ≤ 895
2. Выход фракций, % объемных, не менее
   при температуре до 200°С ≥ 25 ≥ 21 ≥ 21 ≥ 19
   при температуре до 300°С ≥ 45 ≥ 43 ≥ 41 ≥ 35
   при температуре до 350°С ≥ 55 ≥ 53 ≥ 50 ≥ 48
3. Массовая доля серы, %, не более ≤ 0,6 ≤ 1,8 ≤ 2,5 ≤ 3,5

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 в начало


За рубежом при определении качественных показателей нефти применяются плотностная и дистилляционная модели качества.
В плотностной модели качество нефти и, соответственно, ее стоимостные показатели связываются с плотностью и содержанием серы.

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 ρ;
  • 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 + 1,74ρ - 0,0087Ф200 - 0,0056Ф300 - 0,0049Ф350, (1)

    где:
    S - содержание общей серы в нефти (%),
    С - концентрация хлористых солей (мг/л),
    ρ - плотность нефти (г/см3),
    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:

    Ф350 = 286,6 - 273ρ, (2)

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

    Ку = 0,0029S + 0,00039C + 2,696ρ - 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 высокого качества;
    - при К 1 - нефть низкого качества.

  • Комплексный показатель качества и его упрощенное значение в начало


    Вычисления значений показателей качества К и Ку производились с помощью уравнений (1) и (3), где значения параметров ρ, S, Ф200, Ф300 являются среднебассейновыми величинами в объемных единицах. При этом в (1) будем принимать величину С = 100 мг/л, а Ф350 приближенно вычисляется по выражению (2).

    Средние значения для К и Ку 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

    К = 0,978 + 0,090

    для среднего значения К с доверительной вероятностью 0,95 определены от 0,888 до 1,068. Следовательно, среднее значение показателя Ку, 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 Ку положителен и равен 0,731.

    Связь между качеством и ценой нефти в начало


    Рассмотрим, как сказываются расчеты по (1) и (3) на определении цены на нефть, с учетом того, что качество нефти исключительно важно для ее стоимости. В мировой практике различие в ценах на нефть определяется потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, а качество оценивается по ее плотности и содержанию серы [6]. Анализируя формулы расчета показателя качества нефти, можно заключить, что на качество, а, следовательно, и на цену нефти, больше влияет показатель ее плотности, нежели содержание серы, т.к. коэффициент взаимной значимости плотности ρ в формуле (1) является наибольшим по сравнению с другими коэффициентами. Поэтому ниже будем рассматривать влияние изменения величины плотности нефти на прогноз цены на нефть.

    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 ρ, равное 0,856. Принимая в (3) величину Ку , равной среднему значению К = 0,978, найдем кажущуюся величину плотности ρу, отличающуюся от ρ на Δρ = 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 в начало


    В табл. 2 представлено распределение НГП по территории стран СНГ с учетом показателя качества К, вычисленного для нефтей каждой провинции по формуле (1) и усредненного по всей территории провинций. Видно, что в основном НГП России содержат нефти высокого качества (К < 1), за исключением Лено-Вилюйской и Енисейско-Анабарской НГП (К 1).

    Таблица 2. Распределение НГП по показателю качества
    Название провинции Среднее
    значение К
    Интервал
    изменения К
    Число
    записей в БД
    Охотская 0,53 0,05 - 1,23 279
    Балтийская 0,65 0,52 - 0,64 23
    Днепровско-Припятская 0,71 0,01 - 1,60 452
    Северо-Кавказская 0,75 0,02 - 1,43 884
    Тимано-Печорская 0,80 0,53 - 1,08 262
    Лено-Тунгусская 0,80 0,02 - 1,42 263
    Западно-Сибирская 0,82 0,11 - 1,59 1648
    Волго-Уральская 0,91 0,24 - 1,52 1983
    Прикаспийская 0,99 0,17 - 1,52 408
    Лено-Вилюйская 1,28 - 89
    Енисейско-Анабарская 1,30 - 20

    Интересно также сравнить основные НГП России по физико-химическим свойствам нефтей на основе классификации, представленной в табл. 2. Для этого введем дополнительный 5-й тип нефти, которая не соответствует ни одному из 4 типов, представленных в табл. 1. Этот 5-й тип имеет следующие характеристики:

    ρ > 895 кг/м3,
    S > 3,5 %,
    Ф200 < 19%,
    Ф300 < 35 %,
    Ф350 < 48%.

    Распределение нефтей основных российских НГП по параметрам ρ, S, Ф200 и Ф300 представлено в табл. 3.

    Табл. 3. Распределение нефтей НГП России по 5 типам
    Тип
    нефти
    Охотская Северо-
    Кавказская
    Тимано-
    Печорская
    Лено-
    Тунгусская
    Западно-
    Сибирская
    Волго-
    Уральская
    Лено-
    Вилюйская
    Енисейско-
    Анабарская
    Классификация нефтей по плотности (%)
    1 33,48 55,07 58,78 74,39 56,91 30,54 58,33 72,22
    2 23,21 19,59 22,04 8,13 23,21 18,31 11,11 11,11
    3 14,29 7,81 6,53 13,01 13,30 21,03 11,11 5,56
    4 1,34 1,10 0,41 2,44 2,35 5,38 5,56 -
    5 27,68 16,44 12,24 2,04 4,24 24,75 1,39 11,11
    Классификация нефтей по содержанию серы (%)
    1 92,93 99,00 58,21 73,33 58,18 13,53 97,06 81,25
    2 7,07 0,80 34,33 26,22 39,29 37,14 2,94 18,75
    3 - 0,20 6,72 0,44 2,38 21,84 - -
    4 - - - - 0,14 17,96 - -
    5 - - 0,75 - - 9,53 - -
    Классификация нефтей по выходу фракции Ф200 (%)
    1 78,87 59,93 60,00 58,41 55,45 48,32 97,22 66,67
    2 5,63 8,99 20,00 6,07 12,01 23,05 2,78 -
    3 5,63 8,99 20,00 6,07 12,01 23,05 2,78 -
    4 4,23 3,37 5,45 2,80 6,71 8,04 - -
    5 11,27 27,72 14,55 32,71 25,83 20,92 - 33,33
    Классификация нефтей НГП по выходу фракции Ф300 (%)
    1 76,74 57,23 67,92 65,82 60,07 51,18 - -
    2 - 2,89 15,09 3,57 3,81 11,60 - -
    3 3,49 1,61 3,77 2,55 5,81 8,60 - -
    4 5,81 8,68 7,55 12,76 14,70 17,11 - -
    5 13,95 29,58 5,66 15,31 15,61 11,52 100 100


    Видно, что нефтей 1-го типа по плотности больше всего находится в Лено-Тунгусской НГП (около 75% от всех нефтей провинции), а меньше всего таких нефтей в Волго-Уральской провинции (ВУНГП) (около 31%). Для таких провинций, как Северо-Кавказская, Тимано-Печорская, Западно-Сибирская (ЗСНГП) и Лено-Вилюйская, количество нефтей 1-го типа по плотности примерно одинаково и не превышает 59%. Количество нефтей, относящихся к 5-му типу по плотности, больше всего в Охотской и ВУНГП (приблизительно 28% и 25% соответственно).

    Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы больше всего в Северо-Кавказской и Лено-Вилюйской НГП (99 % и 97 % соответственной от всех нефтей этих провинций) и меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14%). Нефтей 5-го типа по содержанию серы на территории России практически нет, исключение составляют нефти ВУНГП (около 10% от всех нефтей провинции) и Тимано-Печорской (0,8% ).

    Лено-Вилюйская и Охотская НГП содержат больше всего нефтей 1-го типа по выходу фракции Ф200 (более 97% и 78% соответственно), а меньше всего - в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (более 48% от всех нефтей провинции). Количество нефтей, относящихся к 5-му типу по выходу фракции Ф200, больше всего в Лено-Тунгусской НГП (около 33%).

    Количество нефтей 1-го типа по выходу фракции Ф300 более всего в Охотской и в Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях. В Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской НГП количество такой нефти изменяется в среднем от 60 до 68%.

    Сравнительный анализ качества нефтей России и Евразии в начало


    На рис. 1 показано распределение нефтегазоносных бассейнов на Евразийском континенте в зависимости от комплексного показателя качества нефти. Видно, что НГП с нефтью высокого качества имеются в северной части Евразии, в некоторых районах Южной Европы и Южной Азии, причем количество таких бассейнов составляет 71%. Бассейны с нефтью низкого качества расположены в Южной Европе, в Средиземноморье, в Сибири, Монголии и Китае, и их количество составляет 29% от общего числа бассейнов Евразии.

    Как видно из рис.1 и рис.2, нефть высокого качества занимает почти всю территорию России, за исключением Енисейско-Анабарской и Лено-Вилюйской НГП, где в среднем имеется нефть низкого качества. В целом количество нефтей высокого качества на территории России больше примерно на 1,7 % по сравнению с нефтями Евразии (рис. 2). Можно утверждать, что нефть России значительно отличается от нефти других территорий Евразии, т.к. данные показатели качества для российских нефтей выше, чем аналогичные средние для евразийских показателей.

    Районирование территории Волго-Уральской провинции по качеству нефти в начало


    Волго-Уральская НГП является одной из самых старых и до сих пор основных нефтедобывающих провинций России. Она характеризуется высокой степенью разведанности и выработанности запасов углеводородного сырья. Геозонирование территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1983 образцов нефти (табл. 1) более 500 месторождений ВУНГП. Для проведения анализа были определены средние значения (по территории месторождений) для величин ρ, S, Ф200 и Ф300. На рис. 3 представлен фрагмент карты территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с результатами геозонирования территории по показателю качества. Видно, что большинство месторождений (более 62% от общего числа месторождений ВУНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. Наиболее крупные из них:

  • в Республике Татарстан - Новоелховское, Сабанчинское, Бавлинское;
  • в Республике Башкортостан - Стахановское, Туймазинское, Шкаповское, Уршанское;
  • в Самарской области - Кулешевское, Мухановское, Рассветское;
  • в Саратовской области - Широко-Карамышское, Дмитриевское, Атамановское;
  • в Оренбургской области - Бобровское, Тарханское;
  • в Пермской области - Краснокаменское, Шеметинское, Батырбайское, Чайкинское.

    Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью имеются на всей территории ВУНГП, однако на окраинах провинции они составляют абсолютное большинство.
    Месторождения с нефтью в среднем низкого качества составляют около 38% (рис. 3) и расположены в основном в центре ВУНГП, это такие месторождения как:

  • Ромашкинское, Орловское, Елабужское, Нурлатское - в Татарстане;
  • Арланское, Кушкульское, Менеузовское, Четырманское - в Башкортостане;
  • Мишкинское, Осинское и т.д. - в Пермской области.

    На рис. 4 представлено общее распределение нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по качеству. Видно, что около 2/3 всех нефтей Урало-Поволжья имеют высокое качество, а оставшаяся 1/3 относится к нефтям низкого качества.

  • Районирование территории Западно-Сибирской провинции по качеству нефти в начало


    Западная Сибирь до сих пор остается главной нефтедобывающей провинцией России, на долю которой приходится более половины добычи в стране. Геозонирование территории ЗСНГП по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1648 образцов нефти (табл. 1) 338 месторождений ЗСНГП. Аналогично анализу нефтей ВУНГП, для проведения анализа нефтей Западной Сибири по качеству были определены средние значения (по территории месторождений) для величин ρ, S, Ф200 и Ф300.

    На рис. 5 представлен фрагмент карты территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с результатами геозонирования территории по показателю качества. Видно, что большинство месторождений (более 77% месторождений ЗСНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. К наиболее крупным из них относятся:

  • в Ханты-Мансийском автономном округе - Салымское, Урьевское, Поховское, Самотлорское, Советское, Варьеганское;
  • в Ямало-Ненецком автономном округе - Ямбургское, Уренгойское, Муравленковское, Медвежье;
  • в Томской области - Мыльджинское, Лугинецкое, Останинское, Урманское и т.д.

    Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью располагаются на всей территории Западно-Сибирской провинции, однако на севере провинции они составляют абсолютное большинство. Месторождения с нефтью в среднем низкого качества расположены в основном в центре Западно-Сибирской НГП (см. рис. 5). Это такие месторождения, как Мамонтовское, Федоровское, Быстринское, Тобольское в Тюменской области, три месторождения в Томской области - Нижнетабаганское, Нововасюганское и Таежное.

    На рис. 6 представлено общее распределение нефтей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по качеству. Как видно, приблизительно 1/4 всех нефтей Западной Сибири являются нефтями низкого качества, а 3/4 составляют нефти высокого качества.

    Литература
    1. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Анализ качества нефтей Евразии // Нефтяное хозяйство, 2002, № 1, с. 66-68.
    2. ТУ 39-1623-93. Нефть Российская, поставляемая для экспорта. - Введ. 01.02.93. - ИПТЭР АН РБ. - 11 с.
    3. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю. М., Ященко И.Г. База данных по химии нефти и перспективы ее применения в геохимических исследованиях // Геология нефти и газа, 2000, № 2, с.49-51.
    4. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геоинформационная система для исследования закономерностей пространственного распределения ресурсов нефти и газа // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов, 2000, № 11, с. 15-24.
    5. Авдеева Л.А., Ращепкина Н.С. О создании отечественного Банка качества нефти // Нефтяное хозяйство, 1996, № 4, С. 63-65.
    6. Дегтярев В.Н. О Банке качества нефти//Нефтяное хозяйство, 1997, № 3, с. 62-63.
    7. Мостовой Н., Хохлов А., Цодиков Ю. Перед тем как смешать // Нефть России, 2000, № 3, с. 39-41.

    © Нефть и Капитал





  •  


    Copyright © 1999-2014, Маркетинговая Группа "Текарт". Карта сайта... PDA-версия...
    При любом использовании материалов NGE.RU ссылка обязательна.
    Реклама на NGE.RU
    ?@Mail.ru Ваши замечания и предложения направляйте на info@nge.ru