Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент разгазирования нефти


Коэффициент - разгазирование - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Коэффициент - разгазирование

Cтраница 1

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу, и давление насыщения нефти газом - давление при котором газ начинает выделяться из жидкости.  [1]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [3]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.  [5]

Увеличение коэффициента разгазирования по мере снижения давления не всегда соблюдается.  [6]

Увеличение коэффициента разгазирования в области высоких температур и давлений связано с явлением обратного испарения. На высоких ступенях разгазирования в сильно сжатом сухом газе растворяются бо лее тяжелые компоненты газа, которые при меньших давлениях находятся в растворе. Следовательно, увеличение коэффициента разгазирования при высоких давлениях объясняется обогащением газа более тяжелыми компонентами.  [7]

Здесь следует ввести понятие коэффициента разгазирования, характеризующего количество газа, выделяющегося из единицы массы или объема нефти при снижении давления на одну атмосферу. Для одной и той же пластовой нефти коэффициенты разгазирования и растворимости должны быть равны.  [8]

На рис. 2 показана величина отношения коэффициента разгазирования в метастабильных условиях ам к его значению в статических условиях аст. Из рис. 2 следует, что в области давлений, близких к насыщению ам более чем в 3 раза превышает хст. Это обстоятельство указывает на то, что в период разрушения метастабильного состояния газ из нефти выделяется очень интенсивно.  [9]

Для характеристики ГЖС введены также следующие параметры: коэффициент разгазирования - количество газа, вьщеляющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу, и давление насыщения нефти газом - давление при котором газ начинает выделяться из жидкости.  [10]

Полученное уравнение ( 2) позволяет изучить поведение коэффициента разгазирования нефти в метастабильных условиях, если имеются экспериментальные изотермы Р - ДУ.  [11]

Из табл. 35 видно, что при температуре 20 коэффициент разгазирования и плотность выделяющегося газа увеличиваются по мере снижения давления. При температуре 104 коэффициент разгазирования сначала убывает до давления 100 - 130 am, а затем вновь возрастает. Ниже давления 130 ашг плотность газа вновь возрастает.  [12]

Анализ зависимости рис. 2 показывает, что при выпуске части газа из нефти коэффициент разгазирования уменьшается. Это говорит о том, что после выделения из нефти азота и наиболее легких углеводородных газов дальнейший процесс разгазирования протекает очень медленно. Для удаления из нефти более тяжелых газов ее необходимо интенсивно перемешивать в течение длительных промежутков времени.  [13]

По уравнению ( 2) на электронной вычислительной машине Проминь - М были рассчитаны значения коэффициента разгазирования ам глубинной пробы нефти из скважины 674 Туймазин-ского месторождения.  [14]

Известно [6], что у нефтей наблюдается гистерезис растворимости и они в течение длительных промежутков времени могут находиться в метастабильном ( перенасыщенном) состоянии [2, 3, 4, 8], а исследования последних лет 12, 3, 4, 6, 8 ] говорят о том, что в метастабильных условиях коэффициенты разгазирования будут отличаться от их значений в статическом состоянии.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Коэффициент - разгазирование - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Коэффициент - разгазирование

Cтраница 2

Из табл. 35 видно, что при температуре 20 коэффициент разгазирования и плотность выделяющегося газа увеличиваются по мере снижения давления. При температуре 104 коэффициент разгазирования сначала убывает до давления 100 - 130 am, а затем вновь возрастает. Ниже давления 130 ашг плотность газа вновь возрастает.  [16]

В табл. 35 приводятся данные о плотности газа, выделяющегося на различных ступенях давления для двух рассмотренных вариантов разгазирования. Одновременно приводятся значения коэффициентов разгазирования.  [17]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [19]

Коэффициентом раз-газирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [21]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.  [22]

Здесь следует ввести понятие коэффициента разгазирования, характеризующего количество газа, выделяющегося из единицы массы или объема нефти при снижении давления на одну атмосферу. Для одной и той же пластовой нефти коэффициенты разгазирования и растворимости должны быть равны.  [23]

При снижении давления происходит процесс разгазирования нефти. Количество выделившегося из растворенного состояния газа определяется коэффициентом разгазирования и величиной снижения давления.  [24]

Коэффициентом раз-газирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [26]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [27]

Увеличение коэффициента разгазирования в области высоких температур и давлений связано с явлением обратного испарения. На высоких ступенях разгазирования в сильно сжатом сухом газе растворяются бо лее тяжелые компоненты газа, которые при меньших давлениях находятся в растворе. Следовательно, увеличение коэффициента разгазирования при высоких давлениях объясняется обогащением газа более тяжелыми компонентами.  [28]

Увеличение коэффициента разгазирования по мере снижения давления не всегда соблюдается. Рассмотрим две кривые разгазирования - кривые 1 и 2 на фиг. Если при температуре 20 коэффициент разгазирования с уменьшением давления возрастает, то при температуре 104 коэффициент разгазирования сначала уменьшается, а начиная с давления 100 am возрастает. Такая же картина наблюдается при разгазировании другой глубинной пробы при температуре 105: в области высоких давлений коэффициент разгазирования выше, чем в области средних давлений.  [29]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Разгазирование

Cтраница 2

Если разгазирование конденсата при двухступенчатой сепарации ведется до 1 кгс / см2, то для определения процента извлечения С5 из добываемого газа следует пользоваться зависимостью, приведенной на рис. VII.9. Здесь процент извлечения С8 дан в зависимости от весового соотношения С5 и газовых углеводородов в пластовом газе. Эта зависимость построена как на основе расчета материального баланса конденсата для Вуктыльского и Оренбургского месторождений, так и на основе промысловых данных по различным газоконденсатным месторождениям при температуре сепарации на второй ступени минус 10 - минус 15 С.  [16]

Однако данные разгазирования часто отсутствуют, а статистический прогноз v ( t ] вследствие резких колебаний его фактических величин за период Т не всегда удается осуществить.  [17]

Для разгазирования сырого конденсата открывается вентиль контейнера 5, газ выпускается в газометр. Температура в бане при этом поддерживается 20е С. Конденсат из контейнера переливают в мерный цилиндр, к нему добавляют жидкий продукт, собранный из газа в змеевиковых ловушках. При определении состава пластового газа исходят из 1000 гмолей отсепарированного газа.  [18]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда коэффициент разгазирования при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких.  [20]

Влияние разгазирования на растворяющую способность нефти - вопрос довольно сложный; он требует проведения тщательных экспериментальных исследований для установления количественных зависимостей. Из характера интенсивности запарафинивания скважин вытекает, что скважины с высокими устьевыми давлениями при прочих равных условиях характеризуются меньшей интенсивностью парафинизации.  [21]

Зона разгазирования ограничена ( сверху) текущим ГНК ( ТГНК) и ( снизу) точкой давления насыщения.  [23]

Технология разгазирования, физические свойства нефти и другие факторы также значительно влияют на фракционный состав получаемой стабилизированной нефти.  [24]

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу, и давление насыщения нефти газом - давление при котором газ начинает выделяться из жидкости.  [25]

Процесс разгазирования ( испарения) нефтей может происходить уже непосредственно в пластовых условиях при понижении давления в пласте ниже давления насыщения. В дальнейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движении нефти по стволу скважины, в нефтесборных трубопроводах, депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппаратах промежуточной и концевой ступени сепарации после термохимических и термоэлектрохимических установок по обезвоживанию или обессоливанию нефти.  [26]

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно по мере снижения давления коэффициент разгазирования увеличивается, но закономерность эта не всегда соблюдается. Иногда этот коэффициент при высоких давлениях оказывается больше, чем при низких. В области очень высоких температур и давлений коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения.  [28]

Сущность одноступенчатого разгазирования заключается в том, что давление снижается сразу до заданной величины ( например, до атмосферного) и измеряется количество выделившегося газа. При этом весь выделившийся газ находится какое-то время в контакте с нефтью. Это время считается достаточным для установления термодинамического равновесия между нефтью и газом.  [29]

Процесс разгазирования выработки сложен и опасен. Неправильные действия при разгазированни могут привести к взрывам газа или отравлению людей.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Основные физико-химические свойства нефти.

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 41Следующая ⇒

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

· Газосодержание (газонасыщенность)пластовой нефти определяется по следующей формуле:

G=Vг/Vпл.н ,

где Vг - объем газа,

Vпл.н - объем пластовой нефти.

Газосодержание обычно выражают в м3/м3 или м3/т.

Растворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м3/м3 и более, обычное его значениедля большинства нефтей 30-100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3.

· Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

· Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3(т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

· Давлением насыщения пластовой нефти называется давление,при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения.

· Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн, который определяется по формуле:

βн = (1/V) (ΔV/Δp), где

ΔV - изменение объема нефти;

V- исходный объем нефти;

Δр - изменение давления.

 

Размерность βн -1/Па, или Па-1.

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С иможет быть подсчитан по формуле:

 

aн = (1/Vo) (DV/Dt), где

ΔV - изменение объема нефти;

Vо -исходный объем нефти;

Dt – изменение температуры.

 

Размерностьaн-1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти и может быть подсчитан по формуле:

bн= Vпл.н/Vдег = rн./rпл.н ,где

Vпл.н- объем нефти в пластовых условиях;

Vдег - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С;

rпл.п - плотность нефти в пластовых условиях;

r - плотность нефти в стандартных условиях.

 

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается, по сравнению с объемом в нормальных условиях,в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефтиможет быть подсчитана по формуле:

U =(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент может быть подсчитан по формуле:

q=1/b=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.

По плотности пластовые нефти делятся на:

- легкие с плотностью менее 0.850 г/см 3;

- тяжелые с плотностью более 0,850 г/ см 3.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким.

Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

-незначительной вязкостью - mн < 1 мПа × с;

-маловязкие - 1<mн£5 мПа × с;

-с повышенной вязкостью - 5<mн £25 мПа× с;

-высоковязкие - mн > 25 мПа× с.

 

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 - 0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири - 1-5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской края – 5-25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Республике Коми (добываемая шахтным способом) колеблется в пределах 2000-22000 мПа×с.

Вязкость нефти - очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды - показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

Различают: динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную (удельную, условную).

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления (в динах) взаимному переме­щению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см2, отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемещения 1 см/с.

Кинематическая вязкость представляет собой отношение ди­намической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в системе СИ - м2/с.

Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—нафтеновые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно отличается.

Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Это может привести к вытеснению нефти из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. п.) образуют в подошве залежи монолитный слой, который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

· Газовый фактор представляет собой отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре. Газовый фактор зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте.

Российская нефть по качеству в среднем соответствует мировым стандартам, но несколько уступает по плотности и содержанию серы ее лучшим сортам: североморской, легкой аравийской и нигерийской.

Доля легкой нефти (плотностью до 0,87 г/см3) в разведанных запасах России составляет почти 70%, на нефти средней плотности (0,87-0,9г/см3 приходится почти 15%, остальные запасы (15%) представлены тяжелыми нефтями плотностью более 0,9 г/см3

Нефти Западной Сибири высококачественные, преимущественно легкие, с малыми содержаниями серы и парафина; самые легкие нефти (до 0,8 г/куб.см) распространены в центральной и западной частях бассейна. В Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне (НГБ) преобладают средние и тяжелые нефти (с плотностью выше 0,87 г/куб.см). Доля высокосернистых нефтей (более 2% серы) в российских разведанных запасах – около 12,5%, три четверти их сосредоточены в Волго-Уральском НГБ, в том числе около 30% – в Республике Татарстан.

Нефти месторождений Удмуртской Республики сернистые до 3,3%, обладают повышенной и высокой вязкостью (от 20 до 150 мПа*с). Повышенная вязкость обусловлена большим содержанием смол (до 26,1%) и парафина (до 5,77%). Наибольшая вязкость нефти отмечается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском (башкирский ярус) месторождениях – здесь ее значение превышает 75мПа*с. Плотность нефти изменяется от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м3 (Шарканская площадь). Низкая газонасыщенность нефтей (от 4,1 до 10,2 м3∕т) разрабатываемых объектов исключает фонтанный способ эксплуатации.

Основные параметры нефти на месторождениях Башкортостана, Татарстана, Чеченской Республики, Коми, Пермского края и Оренбургской области показаны в таблице 16, а Удмуртской Республики в таблице 17

 

Таблица 16 Основные параметры нефти на территории России

 

Регион Плотность при 200 С, кг/м3 Кинематическая вязкость при 200 С, мм2 /с Температура застывания, 0 С Содержание парафина, %
Башкортостан 846…918 6,7….89,8 -21….-70 2,1…6,8
Татарстан 846…910 8,7…98,3 -30.…-52 3,5…5,1
Чеченская Республика 789…924 3,0..163,4 -4…-60 0,8…8,5
Республика Коми 822…849 6,2…13,8 -10…-40 2,0…10,4
Пермский край 802…960 4,2..161,8 -60..-13 2,0…10,4
Оренбургская область 808…933 4,2…57,4 -56…-15 1,8…7,1

Таблица 17 Характеристика нефтей основных месторождений Удмуртской Республики

 

Технические требования к подготовке нефти по ГОСТ Р 51858-2002

1. Добытая нефть и газовый конденсат перед сдачей транспортной организации для поставки потребителям подлежат подготовке согласно технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке. При поставке безводной нефти допускается ограничивать подготовку нефти сепарацией до достижения давления насыщенных паров по п. 2.

2. Нефть, сдаваемая нефтедобывающими предприятиями транспортной организации и принимаемая для транспортирования потребителям, должна удовлетворять требованиям раздела 4 ГОСТ Р 51858-2002 по степени подготовки со следующими дополнениями.

Легкая и особо легкая нефть типов 0-1 , проходящая концевую сепарацию в соответствии с регламентом процесса подготовки при температуре ниже 30 °С, сдается поставщиком и принимается получателем со следующими требованиями: давление насыщенных паров, измеренное при температуре нефти в пункте сдачи или измененное по ГОСТ 1756 и пересчитанное к температуре сдачи нефти, не должно превышать 60 кПа (450 мм рт.ст.).

3. Нефть, уловленная из буровых растворов, собранная из нефтяных амбаров и из ловушечных эмульсий, подвергается отдельной подготовке и может сдаваться по требованиям настоящего стандарта или специальных нормативных документов на уловленные нефти.

4.Требования по подготовке стабильного газового конденсата по ОСТ 51.65. При совместной сдаче нефти и газового конденсата для транспортировки потребителям смесь должна соответствовать требованиям настоящего стандарта.

5. Реагенты, применяемые в процессах добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти, не должны оказывать отрицательного коррозионного воздействия на оборудование и трубопроводы, на процессы подготовки и утилизацию сточных вод, процессы переработки нефти и на качество нефтепродуктов, масел и кокса, а также на свойства катализаторов, применяемых в процессе переработки нефти и ее фракций. Запрещается применять реагенты, содержащие хлорорганические вещества. Применяемые реагенты должны пройти испытания и получить допуск к применению от Минтопэнерго России. В зависимости от физико-химических свойств, степени подготовки, содержания сероводорода и легких меркаптанов товарную нефть разделяют на классы, типы, группы, виды.

Читайте также:

lektsia.com