2.5 Мероприятия по оптимизации технологии обессоливания нефти с целью повышения качества товарной нефти

Задача подбора и разработки новых, более эффективных деэмульгаторов всегда остается актуальной, так как ее решение может значительно улучшить качество подготовки нефти, уменьшить потери нефти с дренажной водой, тем самым уменьшить влияние на экологию окружающей среды, а также принести прибыль предприятию.

Деэмульгатора СНПХ - 4114 показал хорошие результаты при подготовке нефти и ее сдача по I группе качества (согласно ГОСТ Р51858-2002: содержание воды не более 0,5%; содержание хлористых солей не более 100 мг/м3, см.прил.1). Однако, оставалось несколько проблем, требующих решения:

Во - первых, - при проведении ГТМ на скважинах месторождений происходит сбой технологического режима, качество нефти снижается до II группы качества (согласно ГОСТ Р51858-2002: содержание воды до 0,5%; содержание хлористых солей до 300 мг/м3) и ниже.

Во - вторых, - высокая стоимость применяемого деэмульгатора СНПХ-4114, что влияет на себестоимость подготовки нефти;

Для решения данных проблем рассмотрели и внедрили технологию защелачивания сырой нефти. В качестве реагента был выбран раствор каустической соды (приложение 3).

Сода каустическая (натр едкий) -- это очень сильное химическое основание. Водные растворы NaOH имеют сильную щелочную реакцию (pH 1%-раствора = 13). При растворении в воде, либо при разбавлении водного раствора, а также при взаимодействии с кислотами выделяется много тепла. Каустическая сода не вступает во взаимодействие с углеродистой сталью, хромоникелевой сталью, полиэтилен, поливинилхлорид, а также со многими резинотехническими материалами, что допускает возможность безопасного ее использования на установках подготовки нефти, исключая повреждение материала емкостей, сосудов, трубопроводов, материала прокладок фланцевых соединений, прочего оборудования.

Раствор каустической соды является отличным реагентом для удаления мех. примесей с нефтяной эмульсии. Процесс протекания реакции раствора каустической соды с нефтью условно можно представить состоящим из нескольких последовательных этапов. Вода, полностью не смачивает механические примеси, так как обладает высоким поверхностным натяжением. Благодаря поверхностной активности ПАВ в растворе каустической соды падает поверхностное натяжение воды, увеличивая ее смачивающую способность. ПАВ адсорбируются на поверхности, и водный раствор каустической соды растекается по слою механических примесей, смачивая и заполняя их поры (рис.10). Набухание механических примесей ускоряется за счет действия щелочных электролитов.

Рис. 10. ПАВ растекается по слою механических примесей

В результате - снижаются силы сцепления частиц механических примесей друг с другом и омываемой эмульсией. Молекулы ПАВ, в составе каустической соды увеличивают скорость отрыва частиц механических примесей от нефти (Рис.11). Раствор отрицательно заряжает поверхности механических примесей и нефти, разделяя их. В результате чего механические примеси стабилизируются (Рис.12), переходят в водный раствор, и сбрасываются в систему ППД.

Рис. 11. Отрыв частиц механических примесей от нефти

Рис. 12. Стабилизация частиц механических примесей в растворе

В результате частицы механических примесей диспергируются во взвешенном состоянии -- остаются в водном растворе и удаляются вместе с ним в систему поддержания пластового давления.

В период проведения опытно-промышленных исследований было испробовано три точки дозирования раствора каустического и их различная концентрация. Наиболее благоприятным и результативным из них оказалась точка дозирования в приемный коллектор II группы отстойников рис.13, после промывки пресной водой.

Рис.13. Выбранная точка дозирования раствора каустической соды

Пресная вода для промывки нефти от хлористых солей подается в эмульсию через диспергатор рис.14. Диспергатор является собственной разработкой АО «Белкамнефть» и служит для распыления пресной воды в эмульсии до мелкодисперсного состояния.

Рис.14. Сборочный чертеж диспергатора

При выборе концентрации каустической соды нужно было учесть, что концентрированная сода при реакции с солями образует нерастворимый осадок, что может привести к снижению пропускной способности трубопровода. На основании этого был выбран для использования раствор каустической соды 24%. Понижение его концентрации производится в емкости БДР до 11% путем смешивания раствора с пресной водой, с последующей подачей раствора на диспергаторы и снижением концентрации до 0,01%.

В дальнейшем был определен оптимальный объем дозирования раствора каустической соды для данного объекта.

Объем дозирования в весенне-летний период составил:

- Сода каустическая - 100 кг/сутки

- Деэмульгатор СНПХ-4114 - исключается из применения

Объем дозирования в осенне-зимний период:

- Сода каустическая - 140 кг/сутки

- Деэмульгатор СНПХ-4114 - 60 кг/сутки

При данном объеме дозирования и концентрации состояние анализов нефти осталось на том же уровне. Производится стабильная отгрузка нефти по I группе качества. Но все проблемы, которые были при использовании деэмульгатора СНПХ-4114, решены.

При проведении ГТМ на месторождениях, кислота в эмульсии поступающая на УПН «Черновское» нейтрализуется раствором каустической соды, что в дальнейшем не дает сбоев технологического режима подготовки товарной нефти.

2.6 Обеспечение требований промышленной безопасности при работе с щелочами

Процесс приготовления и применения раствора каустической соды должен обеспечивать безопасность работ в соответствии с внутренними инструкциями по охране труда принятыми в АО «Белкамнефть» ИОТ 2.065-14, инструкции по охране труда при работе с щелочами.

К работе со щелочами и другими едкими веществами допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие инструктаж по охране труда.

Работник должен соблюдать:

-правила внутреннего распорядка;

-должностную инструкцию;

-инструкцию по охране труда и пожарной безопасности;

-правила личной гигиены.

Работник должен быть обеспечен спецодеждой и другими средствами индивидуальной защиты и правильно их использовать. При работе с едкими веществами помимо рабочего костюма должны применяться резиновые перчатки, резиновая обувь, прорезиненный фартук, респиратор с противокислотным патроном, защитные очки. Срок службы вышеуказанных средств индивидуальной защиты (СИЗ) устанавливается до их износа. Запрещается работать с едкими веществами в поврежденной спецодежде или при ее отсутствии.

Работник обязан уметь оказать первую помощь при несчастном случае, в первую очередь - промыть пораженное место 1%-ным раствором лимонной кислоты, а затем - большим количеством воды. Вышеуказанные растворы в количестве по 1 л должны входить в состав медицинской аптечки на складе.

При подъеме и перемещении емкостей с едкими веществами предельно допустимые нагрузки для женщин не более 10 кг, для мужчин - не более 50 кг на одного работника.

О каждом несчастном случае, произошедшем на производстве, начальник склада извещает директора предприятия. Начальник склада обязан:

-немедленно организовать первую помощь пострадавшему и при необходимости доставку его в учреждение здравоохранения;

-принять неотложные меры по предотвращению развития аварийной ситуации и воздействия травмирующего фактора на других лиц.

Лица, допустившие невыполнение или нарушение инструкции по охране труда, подвергаются дисциплинарному взысканию и внеплановому инструктажу.

В блоке дозирования должны быть первичные средства пожаротушения.

Во время работы пользоваться инструментом, не дающим искры.

Площадка около блока дозирования должны быть очищены от замазученности, ненужные материалы, инструменты и оборудование убраны.

Основными нормативными документами, определяющими санитарно-гигиенические требования в НГДУ «Белкамнефть», являются «Санитарные нормы и правила промышленных предприятий».

На каждого рабочего предусмотрен объем производственных помещений не менее 15 м3, а площадь - не менее 4,5 м2, высота производственных помещений не менее 3,2 м. Полы в помещениях ровные и нескользкие.

Оборудование и площади санитарно-бытовых помещений (гардеробные, умывальные помещения для сушки спец. одежды, туалеты, помещения для отдыха, приема пищи) соответствуют санитарным нормам. Помещения бытового назначения оборудованы согласно «Строительными нормами и правилами» водопроводом, канализацией, электрическим освещением, вентиляцией, отоплением. Запрещается подключать хозяйственно-питьевой водопровод к производственному водопроводу.

В НГДУ «Белкамнефть» освещение обеспечивает взрывобезопасность и пожаробезопасность при освещении, как помещений, так и наружных установок, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей. В производственной обстановке используют три вида освещения: естественное, искусственное и смешанное.

Предприятия по переработке нефти относятся к 3 классу. Объекты, выделяющие газ, дым, пыль и создающие шум по отношению к жилому ближайшему району должны располагаться с подветренной стороны и отделяться от него санитарно-защитной зоной шириной 1000...3000 м.

При работе с растворами на рабочих местах должны быть предусмотрены бачки с пресной водой и все работающие обеспечены средствами индивидуальной защиты:

- костюмы для защиты от механических воздействий по ГОСТ 27653-88;

- обувь кожаная для защиты от кислот, щелочей по ГОСТ 12.4.137-84;

- специальные рукавицы или перчатки резиновые технические по ГОСТ 12.4.010-75 и ГОСТ 20010-93;

- защитные очки по ГОСТ Р 12.4.013-97; нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин).

При попадании щелочи на кожный покров необходимо обмыть пораженный участок сильной струей воды в течение 10-15 минут. После промывки водой щелочь необходимо нейтрализовать слабым раствором уксусной (ГОСТ 61-75), или борной кислоты (ГОСТ 18704-78).

Мероприятия в НГДУ «Белкамнефть» по пожарной безопасности подразделяются на четыре основные группы:

- предупреждение пожаров;

- ограничение сферы распространения огня;

- максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

- создание условий эффективного тушения пожаров.

На каждом участке предприятия устанавливается соответствующий его пожарной опасности режим, в том числе:

- определяются и оборудуются места для курения;

- определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;

- устанавливается порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной одежды;

- определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.

Причинами образования пожароопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсических веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, отсутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли, неэффективная вентиляция и другие. Поэтому проводятся работы по исследованию и ликвидации возможных источников пожара.

3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

АО «Белкамнефть» в целях оптимизации и снижения себестоимости нефти, внедряет в производство современные технологии строительства скважин и методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов на разрабатываемых месторождениях, совершенствует систему управления производством, повышает производительность и безопасность труда на всех этапах производства. Главным направлением стратегии компании остается повышение качества продукции, понижение себестоимости 1 тонны нефти.

3.1 Определение экономической эффективности от внедрения технологии защелачивания сырой нефти

В технологическом разделе с целью повышения качества нефти было предложено применить использование раствора каустической соды. Обоснованность принятия данной технологии и ее эффективность были доказаны. В данном разделе рассмотрим экономическую эффективность от внедрения данного метода.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим решениям.

Результатом экономической оценки является подтверждение экономической эффективности от предложенной технологии по повышению качества нефти.

Таким образом, целью данного раздела является экономическое обоснование предлагаемых мероприятий т.к. только на основании экономических показателей, таких как показатель экономического эффекта, прибыль от реализации продукции, период окупаемости, можно судить об экономической эффективности предлагаемых мероприятий. Основными показателями по принятию метода к реализации являются такие показатели, как прибыль от реализации, выручка от реализации, индекс доходности, период окупаемости.

Для полноты анализа эффективности данного метода нам необходимо доказать экономическую эффективность внедрения с учетом всех затрат и налогов.

3.2 Капитальные вложения

Капитальные вложения на реализацию данного метода будут определяться затратами на покупку, транспортировку и монтаж оборудования для подачи водного раствора каустической соды, работы по демонтажу существующего блока дозирования реагента и на дополнительное оборудование и материалы(таб.10.).

Таблица 10

Капитальные вложения

Наименование затрат	Стоимость, руб
1. Затраты на демонтажные работы существующей БДР	37172,86
2. Затраты на монтажные работы, транспортировку и покупку	1490577,33
3. Затраты на оборудование и материалы	56600
Итого сумма всех затрат	1584350,19 руб

3.3 Исходные данные

Исходные данные для условий АО «Белкамнефть» приведены в таблице 11.

Таблица 11

Экономические показатели проекта

Наименование показателей	Единицы измерения	Показатели
Доля реализации нефти на внутреннем рынке	%	100,00
Цена реализации нефти на внутреннем рынке (без НДС)	руб./т	12 000
Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа,	руб./т	15,48
Расходы по технологической подготовке нефти	руб./т	36,6
Расходы при применении СНПХ-4114	тыс. руб.	10,700
Расходы при применении каустической соды	тыс. руб.	3,100
Подготовка нефти	тыс. т	1051,2

В качестве оценочных показателей рассматриваются, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды).

Расчет технологических показателей был произведен на подготовку 1 тонны нефти.

3.4 Расчет экономических показателей метода

Эксплуатационные затраты:

Эксплуатационные затраты рассчитываются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями.

Текущие затраты (без амортизации на реновацию):

Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа

Расходы по технологической подготовке нефти

Нормативы эксплуатационных затрат

1. Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа включают - все

расходы по сбору и транспорту нефти - это содержание резервуаров, нефтепроводов, насосного оборудования для перекачки нефти:

Эсбт = Ризв · Qн, (1)

Эсбт = 15,48 * 1= 15,48 руб.

3. Расходы по технологической подготовке нефти - это затраты, связанные с содержанием и обслуживанием установок по подготовке нефти:

Этп = Ртп · Qн, (2)

Этп = 36,6 * 1 = 36,6 руб.

4. Сумма затрат на проведение технологии состоит:

а) при использовании СНПХ-4114

Э = Эсбр + Этп + Эиск, (3)

Э = 15,48 + 36,6 + 4,13 = 56,21 руб

б) при использовании раствора каустической соды

Э = Эсбр+ Этп + Эиск , (4)

Э = 15,48 + 36,6 + 1,2 = 53,28 руб.

Выручка от реализации:

Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти на объем нефти:

Вt = Цн · Qн, (5)

где, Цн - цена реализации нефти в t-м году;

Qн - добыча нефти в t -м году

Получим:

Вt = 12000·1 = 12000 руб.

Прибыль от реализации:

Для расчета прибыли от реализации необходимо знать сумму налога на прибыль:

Нпр = Пt · а18/100, при условии Пt > 0,

где а18- ставка налога на прибыль, 20%.

Пt - балансовая прибыль или прибыль к налогообложению:

Пt = Вt - (Эсбр+ Этп + Эиск), (6)

а) при использовании СНПХ-4114

Пt = 12 000 - (15,48 + 36,60 + 4,13) = 11 943 руб.

Нпр = 11 943 · 0,2 = 2 388 руб.

Пч = Пt - Нпр, (7)

Пч1 = 11 943 - 2 388 = 9 555 руб.

б) при использовании раствора каустической соды

Пt = 12 000 - (15,48 + 36,6 + 1,2) = 11 946 руб.

Нпр = 11 946 · 0,2 = 2 389 руб.

Пч = Пt - Нпр, (8)

Пч2 = 11946 - 2 389 = 9 557 руб

Экономический эффект от реализации метода за 1 год составляет:

В = (Пч1 - Пч2) х 1 051 200 = 2 102 400 рублей (9)

3.4 Экономическая оценка метода

Проведенный экономический анализ позволят судить об экономической эффективности метода и его рентабельности, что наряду с его технологической эффективностью дает положительный результат. В таблице 12. приведено сравнение показателей проектируемых методов с ранее утвержденным. Расчет произведен на подготовку нефти за 2016 год.

Таблица 12

Сравнение показателей проектируемых методов с ранее утвержденным

№	Показатели	Ед.изм.	Существующий метод	Предлагаемый метод
1	Эксплуатационные затраты	Тыс.руб.	59 087,952	56 007,936
2	Прибыль (чистая, условно)	Тыс.руб.	10 044 216,0	10 046 318,4
4	Доход государства (налоги)	Тыс.руб.	2 510 265,6	2 511 316,8

Таблица 13

Экономический эффект проектируемого варианта

Показатели	Ед. изм.	Проектируемые
Выручка от реализации	Тыс.руб.	10 046 318,4
Эксплуатационные затраты	Тыс.руб.	56 007,936
Чистая прибыль	Тыс.руб.	2 102,400

Вывод по экономическому разделу.

На основании произведенных расчетов можно утверждать, что предлагаемые мероприятия на УПН Черновского месторождении, являются экономически эффективными. Срок окупаемости проекта составляет 9 месяцев (таб. 14.).

Таблица 14

Экономический эффект от использования раствора каустической соды

Кап. вложения, руб.	Экономический эффект от использования раствора каустической соды, руб.
1 584 350	2 102 400

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные месторождения АО «Белкамнефть» вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительным ухудшением структуры запасов нефти и качества подготавливаемой продукции.

Достижение высокой степени подготовки нефти оказались возможными в результате постоянного совершенствования способов подготовки скважинной продукции и подбора новых реагентов.

Метод применения дозирования раствора каустической соды является эффективным и направлен на оптимизацию технологии обессоливания и улучшение качества подготовки скважинной продукции.

Применение данной технологии позволило существенно улучшить технологические и экономические показатели подготовки.

Чистая прибыль предприятия от внедрения мероприятия по применению раствора каустической соды 2 102 400 рублей.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что применение метода защелачивания как метода увеличения степени подготовки нефти в условиях месторождений, таких как Черновское, находящихся на поздней стадии разработки, с точки зрения экономической эффективности оправдано.

Исходя из вышесказанного можно сделать вывод, что для поддержания достигнутых уровней подготовки нефти необходим комплексный подход к применению мероприятий по улучшению качества подготавливаемой продукции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Отчет «Технологическая схема разработки Черновского месторождения», УКО «ТатНИПИнефть», геологические фонды ОАО «Белкамнефть», Ижевск, 1989 год.

2. Дополнение к технологической схеме разработки Черновского месторождения: Отчет / УКО «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1992 год.

3. Авторский надзор за разработкой Черновского месторождения: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1996 год.

4. Анализ разработки и уточнение технологических показателей по разрабатываемым месторождениям ГП «Удмуртторф» на лицензионный период: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1998 год.

5. Отчет «Технико-экономическое обоснование месторождений Удмуртского конкурсного участка недр на условиях СРП. Черновское месторождение», «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 2000 год.

6. Авторский надзор за разработкой Черновского месторождения, «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 2001 год.

7. Авторский надзор за реализацией проектных решений по Черновскому месторождению нефти Удмуртской Республики ОАО, «УНППНИПИнефть». Ижевск, 2004 год.

8. «Подсчет запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов Черновского нефтяного месторождения в Удмуртской Республике». ОАО «УНПП НИПИнефть», Ижевск, 2005 год.

9. Дополнение к технологической схеме разработки Быгинского нефтяного месторождения Удмуртской республики; ОАО «УНПП НИПИнефть», Москва - Ижевск, 2013 .

10. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Москва, 2000 год.

11. Справочная книга по добыче нефти, под общ. ред. Ш.К Гиматудинова. Москва, Недра, 1974 год.

12. Борхович С.Ю. «Методические указания к выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной формы направления подготовки бакалавров 21.03.01 - Нефтегазовое дело», профиля 21.03.01 - Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти, Ижевск 2015 год.

13. Отчет по теме: Исследование физических характеристик горных пород для проектирования разработки нефтяных месторождений НГДП «УН-Север», НГДП «УН-Юг» ОАО «Удмуртнефть», Ижевский НТЦ, Ижевск, 2004 год.

14. Кундин С.А., Куранов И.Ф. К вопросу о методике расчетов фазовых проницаемостей по данным опытов нестационарного вытеснения нефти водой ТрВНИИнефть, вып.28-Л.:1960 год.

15. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

16. РД 153-39.0-109-01. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. М, 2002 год.

17. Особо охраняемые природные территории УР Сборник. Ижевск. 2002 год.

18. Памятники истории и культуры Удмуртии. Каталог. Ижевск. Удмуртия. 1990 год.

19. Природа Удмуртии. Ижевск.1972 год.

20. РП «Расширение УПН Черновского нефтяного месторождения» том 12. ОВОС. Ижевск, 2005 год.

21. Технологический регламент УПН Черновского м.н., 2015 год.

22. ГОСТ Р 51858-2002 - «Нефть» общие технические условия, Госстандарт России, Москва 2002 год.

Приложение 1

ГОСТ Р 51858-2002

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

НЕФТЬ

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ

ГОССТАНДАРТ РОССИИ

Москва

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), ОАО «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИНП»)

ВНЕСЕН Министерством энергетики Российской Федерации

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 8 января 2002 г. № 2-ст

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения 56 2 Нормативные ссылки 56 3 Определения 57 4 Классификация и условное обозначение нефтей 57 5 Технические требования 61 6 Требования безопасности 61 7 Требования охраны окружающей среды 63 8 Правила приемки 63 9 Методы испытаний 64 10 Транспортирование и хранение 65 Приложение А Методы оценки качества нефти 66 Приложение Б Библиография Ошибка! Закладка не определена.

• ГОСТ Р 51858-2002
• ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
• НЕФТЬ
• Общие технические условия
• Crude petroleum. General specifications
• Дата введения 2002-07-01
• 1 Область применения
• Настоящий стандарт распространяется на нефти, подготовленные нефтегазодобывающими и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт.
• 2 Нормативные ссылки
• ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения работающих безопасности труда
• ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
• ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
• ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
• ГОСТ 17.2.3.02-78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями
• ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
• ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы
• ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
• ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
• ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава
• ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
• ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
• ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
• ГОСТ 11851-85 Нефть. Метод определения парафина
• ГОСТ 19433-88 Грузы опасные. Классификация и маркировка
• ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
• ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы
• ГОСТ Р 8.580-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов
• ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
• ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром
• ГОСТ Р 51330.11-99 (МЭК 60079-12-78) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 12. Классификация смесей газов и паров с воздухом по безопасным экспериментальным максимальным зазорам и минимальным воспламеняющим токам
• СанПиН 2.1.5.980-00 Санитарные правила и нормы
• 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).
• Таблица 1 - Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %	Метод испытания
1	Малосернистая	До 0,60 включ.
2	Сернистая	От 0,61 » 1,80	По ГОСТ 1437 и 9.2
3	Высокосернистая	» 1,81 » 3,50	настоящего стандарта
4	Особо высокосернистая	Св. 3,50

• 4.3 По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2):
• 0 - особо легкая;
• 1 - легкая;
• 2 - средняя;
• 3 - тяжелая;
• 4 - битуминозная.
• Таблица 2 - Типы нефти

Наименование параметра	Норма для нефти типа	Метод испытания
	0	1	2	3	4
	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта
1 Плотность, кг/м3, при температуре:											По ГОСТ 3900 и 9.3 настоящего стандарта
20 С	Не более 830,0	830,1-850,0	850,1-870,0	870,1-895,0	Более 895,0	По ГОСТ Р 51069 и 9.3
15 С	Не более 834,5	834,6-854,4	854,5-874,4	874,5-899,3	Более 899,3	настоящего стандарта
2 Выход фракций, %, не менее, до температуры:											По ГОСТ 2177 и 9.4 настоящего стандарта
200 С	-	30	-	27	-	21	-	-	-	-
300 С	-	52	-	47	-	42	-	-	-	-
350 С	-	62	-	57	-	53	-	-	-	-
3 Массовая доля парафина, %, не более	-	6,0	-	6,0	-	6,0	-	-	-	-	По ГОСТ 11851
Примечания 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).
• Таблица 3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы	Метод испытания
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0	По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта
2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05	По ГОСТ 6370
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)	66,7 (500)	66,7 (500)	По ГОСТ 1756 и 9.8 настоящего стандарта
5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт)	Не нормируется. Определение обязательно	Приложение А [6]
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).
• Таблица 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Норма для нефти вида	Метод испытания
	1	2	3
1 Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более	20	50	100	По ГОСТ Р 50802 и 9.9 настоящего стандарта
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более	40	60	100
Примечания 1 Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 1 января 2004 г. Определение обязательно для набора данных. 2 Нефть с нормой «менее 20 млн.-1» по показателю 1 таблицы 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:
• Примеры:
• 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/дм3, 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/м3, 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/дм3, массовой доли воды 0,40 % (группа 1), при отсутствии сероводорода (вид 1) обозначают «2.2э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002».
• 5 Технические требования
• 5.1 Перед сдачей транспортной организации для поставки потребителям нефть подлежит подготовке согласно технологическому регламенту, утвержденному в установленном порядке.
• 5.2 Нефть должна соответствовать требованиям таблиц 3 и 4.
• 5.3 Нефть, поставляемая на экспорт, должна соответствовать требованиям таблицы 3, группы 1.
• 6 Требования безопасности
• 6.1 Нефть является природным жидким токсичным продуктом.
• Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела.
• Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния.
• 6.2 Нефть содержит легкоиспаряющиеся вещества, опасные для здоровья и жизни человека и для окружающей среды. Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных веществ нефти в воздухе рабочей зоны установлены в ГОСТ 12.1.005 и ГН 2.2.5.698-98 [1].
• При перекачке и отборе проб нефть относят к 3-му классу опасности (предельно допустимая концентрация аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны - не более 10 мг/м3), при хранении и лабораторных испытаниях - к 4-му классу опасности (предельно допустимая концентрация по легким углеводородам в пересчете на углерод - не более 300 мг/м3). Нефть, содержащую сероводород массовой доли более 20 млн-1, считают сероводородсодержащей и относят к 3-му классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода в смеси с углеводородами С1-С5 в воздухе рабочей зоны - не более 3 мг/м3.
• 6.3 Класс опасности нефти - по ГОСТ 12.1.007.
• 6.4 При отборе проб нефти, выполнении товарно-транспортных и других производственных операций, проведении испытаний необходимо соблюдать общие правила техники безопасности, инструкции по безопасности труда в зависимости от вида работы. При работах с нефтью необходимо применять индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утвержденным в установленном порядке.
• 6.5 Работающие с нефтью должны знать правила безопасности труда в соответствии с ГОСТ 12.0.004.
• 6.6 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям 3-го класса по ГОСТ 19433. Удельная суммарная активность радионуклидов нефти менее 70 кБк/кг (2 нКи/г), что позволяет не относить ее к опасным грузам класса 7.
• 6.7 Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей паров нефти с воздухом - IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.11. Температура самовоспламенения нефти выше 250 С.
• 6.8 Общие требования пожарной безопасности при работах с нефтью - по ГОСТ 12.1.004.
• 6.9 При загорании нефти применяют средства пожаротушения: распыленную воду, химическую и механическую пену; при объемном тушении применяют порошковые огнетушители, углекислый газ, при тушении жидкостью - бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.
• 7 Требования охраны окружающей среды
• 7.1 При хранении, транспортировании нефти и приемосдаточных операциях должны быть приняты меры, исключающие или снижающие до уровня не более предельно допустимого содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды.
• Средства предотвращения выбросов должны обеспечивать показатели качества воздуха рабочей зоны и атмосферного воздуха в условиях максимального выброса, соответствующие гигиеническим и экологическим нормативам качества атмосферного воздуха, предельно допустимым уровням физических воздействий, техническим нормативам выброса и предельно допустимым (критическим) нагрузкам на атмосферный воздух. Допустимые выбросы нефтяных паров в атмосферу устанавливают по ГОСТ 17.2.3.02.
• 7.2 Загрязнение нефтью водных акваторий в результате аварий устраняют локализацией разливов, сбором разлитой нефти или другими методами.
• 7.3 Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 - не более 0,1 мг/дм3, для нефти классов 1, 2 - не более 0,3 мг/дм3; водных объектов рыбохозяйственного назначения - не более 0,05 мг/дм3 по СанПиН 2.1.5.980.
• 7.4 Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующей рекультивацией почвы или другими методами очистки. Остаточное содержание нефти в почве после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работ установлено в нормативных и технических документах, принятых в установленном порядке.
• 8 Правила приемки
• 8.1 Нефть принимают партиями. Партией считают любое количество нефти, сопровождаемое одним документом о качестве по ГОСТ 1510 (паспорт качества).
• 8.2 Отбор проб - по ГОСТ 2517.
• 8.3 Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемосдаточные и периодические испытания.
• 8.4 Приемосдаточные испытания проводят для каждой партии нефти по следующим показателям:
• - плотность;
• - массовая доля серы;
• - массовая доля воды;
• - концентрация (массовая доля) хлористых солей.
• При несоответствии любого из показателей требованиям настоящего стандарта или разногласиях по этому показателю проводят повторные испытания той же пробы, если она отобрана из пробоотборника, установленного на потоке, или повторно отобранной пробы, если она отобрана из резервуара или другой емкости.
• Результаты повторных испытаний распространяют на всю партию.
• 8.5 Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по следующим показателям:
• - массовая доля механических примесей;
• - давление насыщенных паров;
• - наличие сероводорода (или массовая доля сероводорода и легких меркаптанов при наличии в нефти сероводорода);
• - содержание хлорорганических соединений.
• При поставке нефти на экспорт дополнительно определяют выход фракций и массовую долю парафина.
• Результаты периодических испытаний заносят в паспорт качества испытуемой партии нефти и в паспорта всех партий до очередных периодических испытаний.
• При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям настоящего стандарта испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд.
• 8.6 При разногласиях в оценке качества нефти проводят испытания хранящейся арбитражной пробы. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон.
• Результаты повторных испытаний считают окончательными и вносят в паспорт качества на данную партию нефти.
• 9 Методы испытаний
• 9.1 Для определения механических примесей и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями. Пробу помещают в герметичный сосуд.
• 9.2 Массовую долю серы в нефти определяют по ГОСТ 1437 или по приложению А [7].
• При разногласиях в оценке качества нефти по массовой доле серы определение выполняют по ГОСТ 1437.
• 9.3 Плотность нефти при температуре 20 С определяют по ГОСТ 3900, при температуре 15 С - по ГОСТ Р 51069 или по приложению А [2, 3, 8].
• Плотность нефти на потоке в нефтепроводе определяют плотномерами. При разногласиях в оценке плотности нефти плотность определяют по ГОСТ 3900 или ГОСТ Р 51069.
• 9.4 Выход фракций нефти определяют по ГОСТ 2177 (метод Б).
• 9.5 Массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477.
• Допускается применять метод согласно приложению А [5].
• При разногласиях в оценке качества нефти массовую долю воды определяют по ГОСТ 2477 с использованием безводного ксилола или толуола.
• 9.6 Концентрацию хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Допускается применять метод согласно приложению А [4].
• При разногласиях в оценке качества нефти концентрацию хлористых солей определяют методом А по ГОСТ 21534 с кипячением водной вытяжки.
• 9.7 Массовую долю механических примесей определяют по ГОСТ 6370.
• 9.8 Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756.
• Допускается применять методы испытаний согласно приложению А [9].
• При разногласиях в оценке качества нефти давление насыщенных паров определяют по ГОСТ 1756.
• 9.9 Массовую долю сероводорода, метил- и этилмеркаптанов определяют по ГОСТ Р 50802.
• 9.10 Массовую долю парафина в нефти определяют по ГОСТ 11851.
• 9.11 Определение хлорорганических соединений в нефти - по приложению А [6].
• 9.12 Разногласия, возникающие при оценке качества нефти по любому из показателей, разрешаются с использованием ГОСТ Р 8.580.
• 10 Транспортирование и хранение
• 10.1 Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение нефти - по ГОСТ 1510.
• 10.2 Основной объем поставляемой нефти относят к опасным грузам 3-го класса по ГОСТ 19433. Подкласс опасности поставляемой нефти и номер ООН устанавливает грузоотправитель.
• ПРИЛОЖЕНИЕ А
• (рекомендуемое)
• Методы оценки качества нефти
• При необходимости могут быть использованы следующие методы испытаний:
• 1 АСТМ Д 445-96 Метод определения кинематической вязкости в прозрачных и непрозрачных жидкостях (и расчет динамической вязкости)
• 2 АСТМ Д 1250-80 (97) Стандартное руководство по применению таблиц измерения параметров нефти и нефтепродуктов
• 3 АСТМ Д 1298-99 Метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырых нефтей и жидких углеводородов с помощью ареометра
• 4 АСТМ Д 3230-90(97) Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом
• 5 АСТМ Д 4006-81 Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции
• 6 АСТМ Д 4929-99 Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти
• 7 АСТМ Д 4294-98 Нефтепродукты. Определение серы бездисперсионным рентгеноспектральным флюоресцентным методом
• 8 АСТМ Д 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотности
• 9 АСТМ Д 6377-99 Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCRX (метод расширения)
• ПРИЛОЖЕНИЕ Б
• Библиография
• [1] ГН 2.2.5.686-98 Предельно допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны
• Ключевые слова: нефть, экспорт, качество, классификация, требования, степень подготовки, транспортирование, паспорт качества, приемосдаточные испытания, периодические определения, методы испытаний

Приложение 2

Паспорт СППХ-4114

ДЕЭМУЛЬГАТОР СНПХ-4114

Деэмульгатор СНПХ-4114 предназначен для подготовки (обезвоживание и обессоливание) высоковязких, смолистых нефтей и может применяться в системах сбора и на установках подготовки нефти. Обеспечивает глубокое обезвоживание в широком интервале температур.

Деэмульгатор СНПХ-4114 представляет собой композицию из неионогенных ПАВ в смеси ароматических и спиртовых растворителей.

Таблица П 2.1

Основные характеристики СНПХ-4114

Массовая доля активного вещества	45-55
Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с не более	50
Температура застывания, °С, не выше	-50
Плотность при 20°С, кг/м3	900-970

По токсикологическим свойствам СНПХ-4114 относится к 3 классу опасности (умеренно опасные вещества). Не содержит хлорорганических соединений.

СНПХ-4114 успешно применяется в ОАО “Белкамнефть”, ООО “РН-Северная нефть”, ООО “РН-Удмуртнефть-Снабжение”, ООО “РН-Самаранефтегаз”, ОАО “Ульяновскнефть”, ЗАО “Печоранефтегаз”, ЗАО “Самара-Нафта”, ОАО “Восточная Транснациональная Компания”, ОАО “ТНК-Нягань”.

Деэмульгатор СНПХ-4114 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ. В 2013 году удостоен звания лауреата конкурса «Лучшие товары и услуги Республики Татарстан».

Приложение 3

Паспорт раствора каустической соды

Размещено на Allbest.ru