Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико химического состава

3 Определения

В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 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.

3.2 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

4 Классификация и условное обозначение нефтей

4.1 По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

4.3 По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2):

1 Плотность, кг/м 3 , при температуре:

По ГОСТ 3900 и 9.3настоящего стандарта

2 Выход фракций, %, не менее, до температуры:

По ГОСТ 2177 и 9.4настоящего стандарта

3 Массовая доля парафина, %, не более

1. Определение плотности при 20 °С обязательно до 1 января 2004 г., определение плотности при 15°С обязательно с 1 января 2004 г.

2. Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому — к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.

4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).

1 Массовая доля воды, %, не более

По ГОСТ 2477 и 9.5настоящего стандарта

2 Концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более

По ГОСТ 21534 и 9.6настоящего стандарта

3 Массовая доля механических примесей, %, не более

4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более

По ГОСТ 1756и9.8настоящего стандарта

5 Содержание хлорорганических соединений, млн. -1 (ррт)

Примечание- Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому — к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.

4.5 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды 1-3 (таблица 4).

1 Массовая доля сероводорода, млн. -1 (ррт), не более

По ГОСТ Р 50802 и 9.9настоящего стандарта

2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн. -1 (ррт), не более

1 Нормы по показателям таблицы 4являются факультативными до 1 января 2004 г. Определение обязательно для набора данных.

2 Нефть с нормой «менее 20 млн. -1 » по показателю1таблицы считают не содержащей сероводород.

4.6 Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс «э». Структура условного обозначения нефти:

1) Нефть (при поставке потребителю в России) массовой доли серы 1,15 % (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 (тип 2), концентрации хлористых солей 120 мг/дм 3 , массовой доли воды 0,40 % (группа 2), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают «2.2.2.1 ГОСТ Р 51858-2002».

2) Нефть (при поставке на экспорт) массовой доли серы 1,15 % (класс 2), плотностью при 20 °С 860,0 кг/м 3 , объемной доли фракций до 200 °С — 26 %, до 300 °С — 46 %, до 350 °С — 55 %, массовой доли парафина 4,1 % (тип 2э), концентрации хлористых солей 90 мг/дм 3 , массовой доли воды 0,40 % (группа 1), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают «2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».

Источник

14. Показатели качества товарной нефти по гост р 51858 – 2002.

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.

ТОВАРНАЯ НЕФТЬ (НЕФТЬ)— нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с тре­бованиями действующих нормативных и технических документов, при­нятых в установленном порядке. В соответствии с техническими требованиями ГОСТ Р 51858—2002 нефть подразделяется на классы, типы, группыкачестваивиды. Фактор влияния человека в этой классификации учитывается в нормах групп качества, определяемых качеством подготовки добываемой нефти к транспорту от добывающих предприятий до потребителей (нефтепере­рабатывающих заводов — НПЗ). КЛАССЫ. В зависимости от массовой доли серы в нефти выделяется 4классатоварной нефти. ВИДЫ. По содержанию сероводорода и меркаптанов товарную нефтьподразделяют на 3вида.В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной не­фти (шифр) состоит из четырех цифр, разделенных точками, каждая из которых соответствует обозначению значения показателей: • (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа товарной не­фти добавляется индекс «э».

15. Принципиальные схемы сбора скважинной продукции на нефтяных месторождениях.

Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки сква-жинной продукции нефтяного месторождения в соответствии с требо­ваниями ГОСТ Р 51858—2002 и сложившейся практикой промыслового обустройства нефтяных месторождений может быть пред­ставлена в следующем виде, см. рис. Скважинная продукция из эксплуатационных скважин 1 поступает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) 2. Блок дозирования химических реагентов 3 (деэмульгаторов, ингибиторов кор­розии, солеотложения и т.д.) может быть смонтирован в любой точке трубопроводов промысловой системы транспорта на участке от скважи­ны до установки подготовки нефти (УПН). При сборе нефти с высокой температурой потери текучести или высоковязкой нефти для обеспече­ния их постоянной текучести применяются различного рода подогрева­тели. Подогрев продукции скважин в выкидных линиях производится устьевыми подогревателями типа УН—0,2 или ПТТ—2. Для подогре­ва продукции скважин в нефтегазосборных трубопроводах применяют­ся путевые подогреватели 4 типа ПП—0,63 или трубопроводные нагре­ватели типа ПТ. Первая ступень сепарации нефтяного газа производится на дожимных насосных станциях (ДНС) 5. Отделяемый нефтяной газ первой сту­пени сепарации направляется на установку подготовки газа (УПГ) 10 и далее потребителю, например, на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Установка подготовки нефти (УПН) представляет собой последова­тельный комплекс технологических процессов:

• полного разгазирования нефти 6,
• её «глубокого» обезвоживания 7 до нормы группы качества по ГОСТ Р 51858-2002,
• обессоливания товарной нефти 8 до требуемой нормы группы каче­ства по ГОСТ Р 51858-2002
• стабилизации товарной нефти 9, то есть снижения её давления на­сыщенного пара (ДНИ) ниже 66,7 кПа при 37,8 °С.

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как прави­ло, используется на собственные нужды или после компримирования направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации не­фтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвожи­вание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой оста­точной обводнённостью в соответствии с требованиями технических условий ГОСТ Р 51858—2002. Ступень обессоливания нефти 8 необхо­дима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе то­варной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле. Далее товарная нефть направляется на узел контроля её качества, то есть соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858—2002, и коммер­ческого учета её количества (УУН — узел учета товарной нефти) 11. После оформления документов (подписания акта приёма-сдачи товарной не­фти и её характеристики) товарная нефть насосами внешней перекачки (НВП) 12 поступает транспортной (как правило, трубопроводной) орга­низации для её дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Если скважинная продукция обводнена более чем на 20% масс., то на ДНС может быть запроектировано предварительное обезвожива­ние (сепарация нефти и воды) скважинной продукции. При этом основ­ное технологическое требование действующих норм заключается в том, чтобы сбрасываемые пластовые воды имели качество, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды) и направление их непосредствен­но на кустовые насосные станции (КНС) 16 системы поддержания пла­стового давления (ППД). При глубоком обезвоживании нефти 7 дренажная вода направля­ется на очистные сооружения (ОС) 15, где нефтепромысловые сточные воды очищаются от остаточной капельной нефти и механических при­месей до показателей качества воды, обеспечивающих оптимальную закачку их в продуктивные пласты. С очистных сооружений вода на­правляется на кустовые насосные станции (КНС) 16, откуда она по вы­соконапорным водоводам поступает в нагнетательные скважины 17. Дефицит воды для поддержания пластового давления восполняется за счет внешних ресурсов (источников):

• водоемов пресной воды,
• водоносных горизонтов и т.д.,

откуда водозаборами 13, пресная (или минерализованная) вода посту­пает на установку подготовки пресной (или минерализованной) воды 14, затем на КНС 16 и по высоконапорным водоводам в пласт через на­гнетательные скважины 17.

Источник

Теоретические вопросы для оператора товарного

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.
Товарная нефть — нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке. Условное обозначение нефти состоит из четырёх цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти для экспорта к обозначению типа добавляется индекс «э».

Качество товарной нефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Стоимость товарной нефти существенно зависит от ее качества. Поэтому во всех учетно-расчетных операциях между поставщиком и покупателем наряду с определением массы продукта производят контроль качественных параметров нефтей.

Перечислим важнейшие показатели качества: фракционный состав, плотность, содержание воды, хлористых солей, механических примесей и серы. Также определяют технологические показатели нефтей. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержание парафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол.

Расчет балласта сырой нефти.
Балласт- содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и механические примеси. Массу балласта Мб , т, вычисляют по формуле:

где М – масса брутто сырой нефти т, измеренная РМ;
Wв – массовая доля воды в сырой нефти, %;
Wхс – массовая доля хлористых солей в сырой нефти, %;
Wмп – массовая доля механических примесей в сырой нефти, %.

Структура условного обозначения нефти:

Обозначение нефти согласно ГОСТ 31378—2009

Нефть с массовой долей серы 0,15 % — класса 1; плотностью при температуре 20 °С 811,0 кг/м3, при 15 °С 814,8 кг/м3 — типа 0; с массовой долей воды 0,05 %, с массовой концентрацией хлористых солей 25 мг/дм3, с массовой долей механических примесей 0,02 %, с давлением насыщенных паров 58,7 кПа (440 мм рт. ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204 °С 1 млн-1 — группы 1; с массовой долей сероводорода 5 млн-1, легких меркаптанов 8 млн-1 — вида 1:

Нефть 1.0.1.1 ГОСТ 31378—2009

Нефть, поставляемая для экспорта, с массовой долей серы 1,15 % — класса 2; с плотностью при температуре 20 °С 865,0 кг/м3, при температуре 15 °С 868,5 кг/м3, с выходом фракций до температуры 200 °С 23 % об., до температуры 300 °С 45 % об., с массовой долей парафина 4 % — тип 2э; с массовой долей воды 0,40 %, с массовой концентрацией хлористых солей 60 мг/дм3, с массовой долей механичес- ких примесей 0,02 %, с давлением насыщенных паров 57,4 кПа (430 мм рт. ст.), с массовой долей органических хлоридов во фракции до температуры 204 °С 2 млн-1 — группы 1; с массовой долей сероводорода менее 5 млн-1, легких меркаптанов 7 млн-1 — вида 1:

Нефть 2.2Э.1.1 ГОСТ 31378—2009

Источник