04.07.201404.07.2014 ntolcoudigea73

У нас вы можете скачать гост подтоварная вода в fb2, txt, PDF, EPUB, doc, rtf, jar, djvu, lrf!

Приложение Г обязательное Порядок расчета погрешностей определений в лаборатории массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей. State system for ensuring the uniformity of measurements.

Measurement procedure in vertical tanks in the main petrowire systems. Д а т а введения - В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: Резервуары стальные вертикальные цилиндрические.

Классификация и общие требования безопасности. ГОСТ Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды. ГОСТ Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. ГОСТ Рулетки измерительные металлические. Методы определения содержания хлористых солей. Если ссылочный стандарт заменен изменен , то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим измененным стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями [ 1 ]. Общая масса нефти, включающая массу балласта. Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Разность массы брутто нефти и массы балласта. Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами с целью определения массы нефти для последующих расчетов, а также при инвентаризации и арбитраже.

Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы продукта с установленной погрешностью неопределенностью. Примечание - В 3. Метод, основанный на измерениях плотности и объема продукта в мерах вместимости мерах полной вместимости. Средство измерений объема продукта, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов.

Расстояние по вертикали от точки касания днища грузом рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. РВС - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей;. РВСП - резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном;. РВСПК - резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей;. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, выполняемой по методике, изложенной в настоящих рекомендациях, составляют: Указанные показатели определяют в испытательной аналитической лаборатории по результатам испытаний объединенной пробы нефти, отобранной из заполненного резервуара.

Пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости: К выполнению измерений допускаются лица, отвечающие следующим требованиям: Переносные средства измерений и технические средства должны быть изготовлены из материалов, исключающих возможность образования искр при контакте с конструктивными элементами резервуаров и их оборудования.

Контроль проводят аттестованные работники с помощью переносных газоанализаторов. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно достигать уровня предельно допустимых концентраций, установленных в ГОСТ Схемы и технологические карты эксплуатации резервуаров должны находиться на рабочих местах операторов.

Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей. Ручные измерения уровня нефти и отбор проб, сопряженные с контактом с нефтью, выполняют в резиновых перчатках. Работы следует проводить в присутствии наблюдающего дублера. Рекомендации должны быть доведены до исполнителей под роспись. Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо. Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с известным паспортным значением базовой высоты, нанесенной на резервуаре. Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты при наличии , не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью. Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм. Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение. Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Базовую высоту резервуара измеряют не менее чем один раз в год. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара. Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения груза в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Первый отсчет верхний берут по рулетке на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью нижний отсчет. Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке. Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортного значения базовой высоты резервуара.

Поправку D Н б рассчитывают по формуле. Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон. Водочувствительную пасту наносят тонким слоем 0,,3 мм на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон. Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение мин, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуаре проводят дважды. Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае измерения повторяют после отстоя и расслоения эмульсии. Фактический объем нефти в резервуаре вычисляют по формуле. Объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3 , вычисляют по формуле. Соответственно, при определении объема нефти в указанных резервуарах используют объем жидкости с поправкой , определяемый по формуле.

Для резервуаров с понтоном поправку на изменение объема жидкости вычисляют по формуле. Отстаивание, коалесценция на твердых и жидких средах, фильтрование через различные зернистые материалы, гидравлическая сортировка, флотация, коагулирование с последующим фильтрованием, диспергирование. Отстаивание, коалесценция на твердых и жидких средах, фильтрация через различные зернистые материалы, отделение в гидроциклонах и мультигидроциклонах, флотация, коагулирование с последующей фильтрацией.

Десорбция нефтяным газом, "холодная" вакуумная деаэрация, связывание реагентами-восстановителями. Обработка и закачка воды по закрытой без доступа воздуха схеме, окисление, подщелачивание или смешение железо- и сероводородосодержащих промысловых сточных вод с последующим отстаиванием и фильтрованием. Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение фильтрационной характеристики и водовосприимчивости низкопроницаемых пород-коллекторов в пластовых условиях.

Оценка совместимости закачиваемой воды с пластовой водой и породой продуктивного пласта. Определение совместимости закачиваемых и пластовых вод по кальциту и гипсу расчетным методом. Определение содержания механических примесей в речных и промысловых водах.

Определение содержания нефти в промысловой сточной воде. Определение содержания растворенного кислорода в нефтепромысловых сточных водах. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. Определение содержания железа в промысловой сточной воде. Главное управление по геологии и разработке нефтяных месторождений, Н.

Вадецкий, 4 ноября г. ОСТ Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству утв. N Дата введения 1 июля г. Срок действия 1 января г. Показатели и нормы качества воды 2. Контроль за качеством подготовки воды и периодичность отбора проб Приложение 1 Допустимое содержание механических примесей и нефти в закачиваемой в продуктивный коллектор воде с целью поддержания пластового давления Приложение 2 Технологические приемы обработки воды Приложение 3 Перечень нормативно-технических документов на методы определения показателей качества воды для заводнения нефтяных пластов Настоящий стандарт распространяется на воды, используемые для заводнения нефтяных пластов.

Показатели и нормы качества воды 1. Водородный показатель рН Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5. Совместимость с пластовой водой и породой При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с пластовой водой и породой коллектора может быть допущено снижение фильтрационной характеристики в соответствии с п.

Размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти. Содержание нефти и механических примесей В зависимости от проницаемости и относительной трещиноватости коллектора допустимое содержание нефти и механических примесей устанавливается по таблице 1 приложения 1. Набухаемость пластовых глин Набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должна превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения.

Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий СВБ Не допускается присутствие СВБ в воде, предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и вода которых не содержат сероводород. Содержание ионов трехвалентного железа При заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород, устанавливать возможность образования сернистого железа, необходимость и мероприятия для удаления ионов трехвалентного железа из воды.

Контроль за качеством подготовки воды и периодичность отбора проб 2. Приложение 3 Справочное Перечень нормативно-технических документов на методы определения показателей качества воды для заводнения нефтяных пластов ОСТ Вода для заводнения нефтяных пластов.

Определение размера частиц механических примесей. Определение размера частиц эмульгированной нефти. Перевалов - доктор техн. Срок первой проверки г. Уголев Руководитель направления повышения производительности скважин П. Перевалов Старший научный сотрудник И. Малкина Научный сотрудник Т. Максимова Младший научный сотрудник А.