Автоматические плотномеры (датчики плотности)

В БИК плотность нефти измеряется в динамике с помощью автоматических плотномеров. Наибольшее распространение получили вибрационные плотномеры, принцип работы которых основан на зависимости между параметрами упругих колебаний трубки, заполненной жидкостью, или помещенного в ней тела, и плотностью жидкости. Наибольшую точность, надежность имеют вибрационные частотные плотномеры, в которых измеряют функционально связанную с плотностью жидкости частоту (период) собственных колебаний резонатора, представляющего собой, вместе с системой возбуждения и обратной связи, электромеханический генератор. Частота колебаний такого генератора зависит только от параметров резонатора (формы, размеров, жесткости, массы резонатора и жидкости в нём).

Автоматические вискозиметры

Для измерения вязкости жидкостей в потоке в основном используются вибрационные вискозиметры и вискозиметры с падающим шариком.

Поточные влагомеры

Влагомеры предназначены для измерения содержания воды в товарной или сырой нефти. Содержание воды обычно выражается в объёмных или массовых процентах от общего объёма или массы нефти (жидкости). Среди различных методов измерения содержания воды наибольшее практическое применение получил диэлькометрический метод. Метод основан на зависимости диэлектрической проницаемости (ДП) нефти от содержания воды в ней.

Устройства для определения свободного газа

Свободным, в существующей практике, принято считать газ, находящийся в нефти в виде пузырьков различной дисперсности. Он всегда существует в нефти после ее сепарации. Его количество увеличивается со снижением давления и повышением температуры. Повышение давления и снижение температуры способствуют уменьшению его объема. Содержание свободного газа в нефти является причиной завышения показаний турбинных счетчиков и занижения плотности нефти.

В настоящее время при контроле качества нефти используют автоматические приборы, постоянно измеряющие долю свободного газа в нефти (на потоке), и приборы, позволяющие производить автоматические измерения через установленный промежуток времени.

16. Назначение, состав, функции, оборудование контрольно-аналитических лабораторий товарной нефти.

Назначение: по результатам лабораторного анализа проб нефти с использованием лабораторных методов или автоматических анализаторов, поверенных в установленном порядке, составляются паспорта качества на нефть.

Достоверность результатов испытаний обеспечивается соблюдением следующих технических требований, прописанных в вышеуказанных стандартах, а именно наличием:

• организационной структуры и достаточного по количеству и квалификации персонала, участвующего в выполнении испытаний;

• помещений, соответствующих требованиям, предъявляемым к испытательной лаборатории с учетом проводимых видов испытаний;

• оборудования (средств измерений, отбора проб и пробоподготовки, испытательного и вспомогательного), необходимого для проведения испытаний, а также оборудования, обеспечивающего контроль условий их проведения в испытательной лаборатории;

• стандартных образцов, аттестованных смесей, химических реактивов, расходных материалов, необходимых для проведения испытаний;

• актуализированных нормативных документов, допущенных к применению в установленном порядке, необходимых для проведения испытаний;

• планов-графиков отбора проб и периодичности контроля качества товарной нефти;

• системы регистрации и прохождения проб, включая их утилизацию;

• системы контроля качества результатов испытаний;

• системы отчетности о результатах испытаний.

Задачи лаборатории:

• проведение испытаний товарной нефти при приемо-сдаточных операциях (в технологическом цикле ее транспортировки);

• обеспечение в соответствии с ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025 компетентности испытательных лабораторий, осуществляющих проведение испытаний (контроль показателей качества) товарной нефти при приемо-сдаточных испытаниях.

17. Показатели качества природного и попутного нефтяного газа в соответствии с нормативно-технической документацией

(по ГОСТ 5542-87, по ОСТ 51.40-93).

Места отбора проб, периодичность и пункты контроля качества газа на соответствие требованиям настоящего стандарта устанавливают по согласованию с потребителем. При этом периодичность контроля по показателям табл. 4.2 пп. 1, 5…8 должна быть не реже одного раза в месяц. Допускается по согласованию с потребителем не определять массовую концентрацию сероводорода в газе месторождений, не содержащих данной примеси.

Таблица 4.2

Требования показателей качества природного газа в соответствии с ГОСТ 5542-87

№ п/п	Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1	Теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/м3), при 20 °С; 101,325 кПа, не менее	31,8 (7600)	ГОСТ 27193 ГОСТ 22667 ГОСТ 10062
2	Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м3 (ккал/м3)	41,2…54,5 (9850–13000)	ГОСТ 22667
3	Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более	±5	–
4	Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,02	ГОСТ 22387.2
5	Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более	0,036	ГОСТ 22387.2
6	Объемная доля кислорода, %, не более	1,0	ГОСТ 22387.3 ГОСТ 23781
7	Масса механических примесей в 1 м3, г, не более	0,001	ГОСТ 22387.4
8	Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 % в воздухе, балл, не менее	3	ГОСТ 22387.5

Необходимо отметить, что помимо показателей ГОСТ 5542-87, в паспортах качества при отпуске через ГРС указывают и дополнительные показатели, которые определяют в соответствии с табл. 4.3 по отраслевому стандарту ОСТ 51.40-93 [51].

Требования к качеству газа по ОСТ-51-40-93.

По физико-химическим показателям природные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.

Таблица 1

Наименование показателя		Значение для макроклиматических районов								Метод испытания
		Умеренный				Холодный
		с 01.05 по 30.09			с 01.10 по 30.04		с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04
1 Точка росы газа по влаге, °С, не выше		-3		-5		-10			-20	По ГОСТ 20060
2 Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше		0		0		-5			-10	По ГОСТ 20061
3 Температура газа, ° С			Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом
4 Масса сероводорода, г/м3, не более		0,007 (0,02)		0,007 (0,02)		0,007 (0,02)			0,007 * (0,02)	По ГОСТ 22387.2
5 Масса меркаптановой серы, г/м3, не более		0,016 (0,036)		0,016 (0,036)		0,016 (0,036)			0,016 (0,036)*	По ГОСТ 22387.2
6 Объемная доля кислорода, %, не более		0,5		0,5		1,0			1,0	По ГОСТ 23781
7 Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20° С и 101, 325 кПа, не менее		32,5		32,5		32,5			32,5	По ГОСТ 22667
8 Масса механических примесей и труднолетучих жидкостей	Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов

18. Показатели качества товарной нефти по ГОСТ 51858-2002

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 нефть подразделяют: СЫРАЯ НЕФТЬ (трехфазная система, которая включает около 1000 индивидуальных веществ), ТОВАРНАЯ НЕФТЬ (однофазная система)

Пластовая нефть – двухфазная газожидкостная система.

Сырая нефть – трёхфазная система, содержащая нефть, растворённый газ, пластовую воду и механические примеси.

Товарная нефть – однофазная нефтяная система, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов

Согласно действующего ГОСТ Р 51858–2002, нефть считается кондиционной (товарной), если в ней содержится не более 1 % воды и не более 900 мг/л хлористых солей, что соответствует третьей, наихудшей, группе качества.

Присвоение номера индекса "класс" осуществляют в зависимости от содержания серы в соответствии с данными таблицы 2.1. и нефть подразделяют на 4 класса.

Таблица 2.1

Классы нефти

Класс	Наименование нефти	Содержание серы, % масс.	Метод испытания
1 2 3 4	Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая	До 0,6 включ. От 0,6 до 1,8 включ От 1,8 до 3,5 включ Свыше 3,5	По ГОСТ 1437

Присвоение номера 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

0

1

2

3

4

РФ

Экс.

РФ

Экс.

РФ

Экс.

РФ

Экс.

РФ

Экс.

Плотность, (кг/м3), при тем-ре

20 оС

Не более 830

830,1–850

850,1–870

870,1–895

Более 895

ГОСТ 3900

15 оС

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.

200

–

30

–

27

–

21

–

–

–

–

ГОСТ 2177

300

–

52

–

47

–

42

–

–

–

–

350

–

62

–

57

–

53

–

–

–

–

Массовая доля парафина, % масс, не более

–

6

–

6

–

6

–

–

–

–

ГОСТ 11851

Примечания:

Определение плотности при 20 оС обязательно до 1 января 2004 г.; определение плотности при 15 оС обязательно с 1 января 2004 г. 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 добываемой из недр нефти к транспорту и передаче потребителю товарная нефть подразделяется на 3 группы качества (табл. 2.3).

Таблица 2.3

Технические условия ГОСТ Р 51858–2002 на группы качества

подготовки товарной нефти

Показатели		Нормы показателя для группы качества
		1	2	3
Массовая доля воды, %, не более		0,5	0,5	1,0
Концентрация хлористых солей, г/м3 (мг/дм3, мг/л), не более		100	300	900
Массовая доля механических примесей, %, не более		0,05
Давление насыщенных паров при температуре 37,8 °С в бомбе Рейда, кПа (мм рт. ст.), не более		66,7 (500 мм рт. ст.) при температуре 37,8 °С
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 считают, как 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 показателей для видов нефти
		1	2	3
1. Массовая доля сероводорода, млн.–1(ррт), не более		20	50	100
2. Массовая доля метил– и этил– меркаптанов (в сумме), млн.–1 (ррт), не более		40	60	100
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.

Обязательным элементом любой технологии добычи нефти перед поставкой ее потребителю является подготовка нефти до соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858–2002 по группам качества товарной нефти

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

19. Отбор проб природного газа для определения качественных характеристик (методы отбора, места отбора, оборудование).

Условия и место отбора проб устанавливаются в зависимости от химического состава газа и видов анализа. Место отбора проб должно быть удобным для обслуживания и оборудовано пробоотборным устройством для входного штуцера пробоотборника. При отборе проб необходимо соблюдать правила техники безопасности.