Товарная характеристика нефти и газа
По физико-химическим свойствам, степени промысловой подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы, виды.
Присвоение номера индекса "класс" осуществляют в зависимости от содержания серы в соответствии с данными таблицы 2.1. Нефть подразделяют на 4 класса:
Таблица 2.1
| Класс | Наименование нефти | Содержание серы, % масс. | Метод испытания |
| Малосернистая | До 0,6 включ. | ГОСТ 1437 | |
| Сернистая | От 0,6 до 1,8 включ. | ||
| Высокосернистая | От 1,8 до 3,5 включ. | ||
| Особосернистая | Свыше 3,5 |
Присвоение нефти индекса "тип" осуществляют в зависимости от величины плотности (табл. 2.2). Нефть подразделяется на 5 типов: 0 – особо легкая; 1 – легкая; 2 – средняя; 3 – тяжелая; 4 –битуминозная.
Таблица 2.2
Нормы значений плотности для типов нефти
| Параметр | Тип нефти | Метод испытания | |||||||||||
| РФ | Экс. | РФ | Экс. | РФ | Экс. | РФ | Экс. | РФ | Экс. | ||||
| Плотность кг/м3 при температуре оС | Не более 830 | 830,1-850 | 850,1-870 | 870,1-895 | Более 895 | ГОСТ 3900 | |||||||
| Не более 834,5 | 834,6-854,4 | 854,5-874,4 | 874,5-899,3 | Более 899,3 | ГОСТ Р 51069 | ||||||||
| Выход фракций, % об. | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ГОСТ 2177 | |||||
| ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | |||||||
| ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | |||||||
| Массовая доля парафина, % масс. не более | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ¾ | ГОСТ 11851 | |||||
| Примечания: | 1. Определение плотности при 20 оС обязательно до 1 января 2004 г.; определение плотности при 15 оС 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. При поставке на экспорт учитывается дополнительно выход светлых фракций и массовая доля парафина согласно градаций, представленных в табл. 2.2. | ||||||||||||
По степени подготовки нефти к транспорту и передаче потребителю товарная нефть подразделяется на 3 группы качества (табл. 2.3) в соответствии с условиями ГОСТ Р 51858-2002.
Таблица 2.3.
Технические условия ГОСТ Р 51858-2002 на группы качества подготовки товарной нефти
| Показатели | Нормы показателя для группы качества | |||
| Массовая доля воды, % не более | 0,5 | 0,5 | ||
| Концентрация хлористых солей г/м3 (мг/дм3, мг/л), не более | ||||
| Массовая доля механических примесей, % не более | 0,05 | |||
| Давление насыщенных паров при температуре 37,8 оС в бомбе Рейда, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | |||
| Содержание хлорорганических соединений, млн-1, (ppm) | Не нормируется, определение обязательно | |||
| 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. | |||
По содержанию сероводорода и легких меркаптанов товарную нефть подразделяют на три вида (табл. 2.4).
Таблица 2.4
Виды товарной нефти
| Показатели | Нормы показателя для видов нефти | |||
| Массовая доля сероводорода млн.–1(ррт), не более | ||||
| Массовая доля метил– и этил– меркаптанов (в сумме), млн.–1 (ррт), не более | ||||
| Примечания | 1. Нормы по показателям табл. 2.4 являются факультативными до 1.01.2004 г. Определение обязательно для набора данных. 2. Нефть с нормой "менее 20 млн.–1" по показателю 1 данной таблицы считается не содержащей сероводород. | |||
В соответствии с ГОСТ Р 51858 условное обозначение товарной нефти (индексация) состоит из четырех цифр, соответствующих значений показателей: (1) класса, (2) типа, (3) группы, (4) вида товарной нефти (табл. 2.5). При поставке нефти на экспорт к обозначению типа товарной нефти добавляется индекс «э».
Таблица 2.5
Индексация товарной нефти
| Характеристика товарной нефти | Условное обозначение нефти (шифр) |
| 1. Поставка нефти потребителю в России. В товарной нефти содержится: – 1,15, % масс серы, (класс 2); плотность нефти при 20 оС – 860 кг/м3, (тип 2); концентрация хлористых солей в нефти – 120 мг/л; обводненность – 0,4, % масс, (группа 2); сероводород отсутствует (вид 1). | 2.2.2.1 ГОСТ Р 51858–2002 |
| 2. Поставка нефти на экспорт. В товарной нефти содержится : – 1,15, % масс серы, (класс 2); плотность нефти при 20 оС – 860 кг/м3; выход фракций при температуре перегонки до 200 оС – 26, % об.; до 300 оС – 46, % об.; до 350 оС – 55 % об.; массовая доля парафина – 4, 1% об. (тип 2э); концентрация хлористых солей в нефти – 90 мг/л; обводненность – 0,4, % масс. (группа 1); сероводород отсутствует, (вид 1). | 2.2э.1.1 ГОСТ Р 051858–2002 |
Требования к газу, подготовленному к транспорту, разработанные Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий, представлены в табл. 2.6.
Стандарт распространяется на газы горючие природные и нефтяные товарные газы, поставляемые с промыслов в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним газоснабжающим и газосбытовым организациям. Стандарт устанавливает требования, направленные на повышение качества поставляемого газа, эффективности и надежности газотранспортных систем. Стандарт не распространяется на газы, поставляемые с месторождений для обработки на головных сооружениях, газоперерабатывающих заводах и на газы, предназначенные для газоснабжения отдельных потребителей, получающих газ непосредственно с месторождения (завода), ПХГ.
В определённые климатические районы допускается поставка в отдельные газопроводы газа с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов по согласованным в установленном порядке техническим условиям. Для газов, в которых содержание углеводородов C5+высш, не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам не нормируется.
Таблица 2.6
| Параметры | Значения для климатических районов | |||
| умеренного | холодного | |||
| с 01.05 по 30.09 | с 01.10 по 30.04 | с 01.05 по 30.09 | с 01.10 по 30.04 | |
| Точка росы по влаге, не выше оС | ||||
| Точка росы по углеводородам, не выше, оС | ||||
| Масса сероводорода, г/м3, не более | 0,007 | |||
| Масса меркаптановой серы, г/м3, не более | 0,016 | |||
| Объемная доля кислорода (%) не более | 0,5 | |||
| Теплота сгорания низшая МДж/м3 при 20 °С и 101,325 кПа, не менее | 32,5 | |||
| Температура газа, оС | На входе и в самом газопроводе устанавливается проектом | |||
| Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей | Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов |
При снижении содержания кислорода в атмосфере до 15-16 %, углеводородные газы по токсикологической характеристике вызывают удушье. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны 300 мг/м3 в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005), а сероводорода в смеси с углеводородными газами 3 мг/м3.
2.2. Требования к системам сбора и подготовки скважинной продукции
Извлечение из залежи пластовой нефти на поверхность осуществляется через систему добывающих скважин. Вместе с нефтью из недр добываются значительные объёмы воды, попутный (нефтяной) газ, твёрдые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Поэтому скважинная продукция нефтяных месторождений всегда представляет собой сложную многофазную многокомпонентную дисперсную систему. Разделение компонентов этой системы и подготовка их до товарных кондиций – задача, решаемая в системах промыслового обустройства месторождений.
Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение систем сбора и транспорта продукции скважин.
Под системой сбора на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов.
Единой универсальной для всех месторождений системы сбора продукции не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: размеры, формы, рельеф местности, природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи, физико-химические свойства пластовых жидкостей. Но любая система сбора продукции скважин должна обеспечить возможность осуществления следующих операций:
1. измерение продукции каждой скважины;
2. транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосного оборудования до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды;
3. отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя;
4. отделение свободной воды от нефти до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти);
5. раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам;
6. подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах.
6.