Отбор проб нефти из скважины

Обновлено: 04.07.2024

Отбор глубинных проб

Межколонные газопроявления в процессе эксплуатации скважин могут привести к различным осложнениям, а при резко повышенной их интенсивности – к открытому фонтану. Поэтому возникает потребность в выявлении их причин и источников для планирования конкретных видов ремонтных работ, а также определения критериев возможности эксплуатации скважин с межколонными давлениями (МКД) и оценки степени опасности.

Для решения данных задач проводятся плановые работы по специальным исследованиям скважин, которые включают в себя ряд инструментальных и аналитических исследований – газогидродинамических, химических, гидрогеохимических, а также предусматривают проведение промысловых и лабораторных работ. Весь комплекс работ по контролю за техническим состоянием скважин описывается в технологическом регламенте (РД), утверждаемом на каждом газодобывающем предприятии. Наибольшая объективность данных достигается при совокупном анализе результатов всех видов исследований.

Для выполнения промысловых исследований межколонных газопроявленений на месторождениях ООО «Надымгазпром» применяется следующее оборудование:

1. Преобразователи давления вибростержневые частотного типа (ПДВИ - 20), класс точности 0,25;

2. Диафрагменный измеритель критического течения газа;

3. Электронный термодатчик, класс точности 0,25;

4. Полевая рабочая станция ''mPC'', которая используется в качестве регистрирующего прибора и предназначена для автоматизации газогидродинамических исследований скважин и обеспечивает одновременное измерение и обработку поступающих данных с визуализацией результатов в режиме реального времени для контроля качества выполняемых работ;

5. Малогабаритное сепарирующее устройство.

Комплекс оборудования позволяет проводить непрерывную запись динамики устьевых давлений, температуры и расхода газа с регистрацией кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой стабилизации давления (КСД), их хранение и обработку, а также отбор проб газа и жидкости поступающих из межколонного пространства непосредственно в процессе исследования.

При проведении специальных исследований межколонных газопроявлений МКП должно быть обвязано по схеме, изображённой на рис.13.1.

Исследования по выявлению причин межколонных газопроявлений проводятся в несколько этапов:

1. Регистрируется фон межколонного давления на рабочем режиме.

2. Регистрируется фон межколонного давления в режиме статики.

3. Проводится исследование падения, стабилизации и восстановления межколонного давления.

4. Выполняется исследование возможной связи межколонного пространства с затрубным пространством путём резкого изменения давления в ЗТП.

На первом этапе исследований возможно предположительное определение причин межколонного давления (Рмк). На основе полученных замеров Рмк скважины условно разделяются на следующие группы:

1. Скважины с негерметичностью уплотнений трубной или колонной головки (Рмк = Рзтр, где Рзтр – давление на затрубье);

2. Скважины с некачественным цементажом обсадных колонн:

а) имеющие перетоки флюида из промышленного горизонта по цементному камню в межколонное пространство. В этом случае Рб = Рмк, где Рб – давление на буфере.

б) имеющие перетоки флюида из вышележащих газонасыщенных интервалов (например Тибейсалинской (Рмк=4,5 Мпа) или Берёзовской свиты (Рмк=9 Мпа)).

На втором этапе регистрация фона межколонного давления в режиме статики проводится для сравнения и анализа данной кривой с информацией, полученной на первом этапе.

На третьем этапе исследований при записи КПД или КСД оценивается возможность постоянного притока газа из межколонного пространства (МКП). Если происходит полное стравливание, то по полученной КПД строится зависимость Рмк = f (Q_{стр.газа}) с целью определения объёма стравливаемого газа (Vстр), объёма свободного пространства в МКП (Vсв). Проводится отбор проб флюида с целью проведения дальнейших лабораторных исследований.

При записи КВД определяется скорость и характер восстановления давления. Накопленный опыт позволяет выделить три характерных типа КВД:

1.
В случае не герметичности уплотнений колонной головки Рмк восстанавливается до первоначального за 5 – 20 минут. Характерный пример рассмотрен на рис.13.2.

Кривая стабилизации давления свидетельствует о вероятно небольшом объёме защемлённого газа в МКП и постоянном притоке газа из межколонного пространства. Кривые давления на затрубье и восстановления давления в МКП свидетельствуют о наличии газодинамической связи затрубного и межколонного пространства. Межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью наземного оборудования можно ликвидировать в большинстве случаев закачкой герметика или заменой уплотнений колонной головки.

2. При поступлении газа по резьбовым соединениям эксплутационной колонны, восстановление Рмк происходит медленно (1 и более суток), характер полученной КВД имеет постоянную закономерность роста.

3. В случае, когда причиной межколонных газопроявлений является диффузионное передвижение флюида по телу цементного камня, характер КВД в межколонном пространстве имеет непостоянный, ''скачкообразный'' вид, восстановление давления происходит медленно, иногда без видимых изменений впервые 1-2 суток.

Характерный пример зависимости Рмк(t), Рз(t) представлен на рисунке 13.3. В данном примере первоначальное давление в МКП превышает давления на буфере Рб и затрубном пространстве Рзтр, что свидетельствует о перетоке газа по цементному камню из вышележащих газонасыщенных горизонтов. Кривая падения давления свидетельствует о вероятно небольшом объёме защемлённого газа в МКП. Кривые давления на затрубье и восстановления давления в МКП свидетельствуют об отсутствии газодинамической связи затрубного и межколонного пространства.

При проведении исследований нередко фиксируются гидраты в заколонном пространстве в районе устья скважины, особенно в зимний период. В качестве примера на рис. 13.4. приводятся графики КПД и КВД иллюстрирующие случаи наличия гидратов в МКП. Исследование проводилось в зимний период. Первоначально замеренное Рмк существенно ниже Рмк после исследования. Как видно из графика КВД, при стравливании газа из ЗТП, резко меняется характер накопления Рмк. Этим объясняется непостоянство значений Рмк для одной и той же скважины в разное время. Для получения более достоверных данных исследования лучше проводить в летний период, особенно на месторождениях Крайнего Севера.

Эксплуатация скважин с межколонными давлениями (МКД) является вынужденной мерой, поэтому решение об эксплуатации такой скважины должно приниматься после всестороннего изучения причины появления межколонного давления комиссией, назначаемой генеральным директором предприятия.

Скважины с МКД должны эксплуатироваться с максимально – возможной технологической производительностью. Запрещаются длительные остановки скважины во избежание появления дополнительных знакопеременных напряжений, неблагоприятно влияющих на герметичность резьбовых соединений и уплотнительных элементов.

Первоочередными скважинами, подлежащими капитальному ремонту с целью ликвидации межколонных газопроявлений, являются скважины с межколонным давлением свыше 2 Мпа и интенсивным притоком газа в межколонное пространство.

Глубинные пробы нефти и газового конденсата отбираются для исследования её свойств в пластовых условиях. Пластовая нефть – нефть насыщенная газом, находящаяся в пласте в условиях, характерных для него давлений и температур. Параметры и свойства пластовой нефти необходимо знать для подсчёта запасов нефти и газа при проектировании рациональных методов разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

При последующих лабораторных исследованиях пластовой нефти определяются следующие параметры: давление насыщения, газосодержание, усадка, плотность, вязкость, коэффициент объёмной упругости, средний коэффициент растворимости газа и др.

Пробы пластовых жидкостей и газов отбирают с помощью глубинных пробоотборников проточного и непроточного типов, спускаемых в скважину на проволоке с помощью специальный силовых установок (типа Азинмаш – 8А, АИС и т.д.). Приборы состоят из приёмной камеры с клапанами для герметизации пробы и автономного привода, служащего для открытия и закрытия клапанов. В проточных пробоотборниках клапана во время спуска прибора открыты, а в непроточных - закрыты. На заданной глубине у первых клапана закрываются, у вторых – открываются и закрываются.

Пробоотборники проточного типа (рис.13.5) применяют в основном для отбора проб в фонтанных скважинах при сравнительно небольших вязкостях нефти и высоких дебитах, когда имеется уверенность, что после спуска прибора на заданную глубину произойдёт полное замещение приёмной камеры пластовой жидкостью. Конструкции пробоотборников такого типа различаются в основном принципом действия управляющего устройства. В одних закрытие клапанов осуществляется ударом груза, сбрасываемого в скважину по проволоке (пробоотборник ПРИЗ-1), а в других - при поднятии прибора за счёт поворота рычагов о стыки муфт подъёмных труб (пробоотборник Кондратьева). В наиболее распространённой конструкции типа ПД-2М клапаны закрываются с помощью усиленного часового привода, в пробоотборнике ПГ-1000 – с помощью реле, которое срабатывает во время подъёма прибора на 20-30 м.

Пробоотборники непроточного типа (рис.13.6) рекомендуется применять в скважинах, где происходит интенсивное выделение парафина, в не фонтанирующих скважинах, а также при большой вязкости нефти. Приёмная камера этих приборов (ВПП-300, ПВП-5) во время спуска закрыта. Пробы на заданной глубине отбираются при последовательном открытии и закрытии клапана. Пробоотборники этого типа различаются по принципу управления клапаном и способу заполнения приёмной камеры.

Для перевода отобранной пробы из пробоотборника в контейнер или исследовательскую аппаратуру используют специальные переводники (рис.13.7), состоящие из корпуса, вентилей, толкателя и ручек, при помощи которых они навинчиваются на корпус пробоотборника 2, который устанавливается в зажим качалки 3, предназначенной для перемешивания пробы в приёмной камере прибора. На верхний и нижний концы приёмной камеры навинчивают переводники 1 и 5. Нижний переводник 5 соединяют трубкой с измерительным прессом 7 (или ручным насосом), а верхний 1 с контейнером 9, имеющий разделительный поршень 8. Полость пресса сообщается с переводником и контейнер заполняют рабочей жидкостью (масло, глицерин и др.). Открыв вентили переводника 5, заполняют его полость рабочей жидкостью, вытесняя находящийся в ней воздух. Затем, закрыв вентиль 4, продолжают повышать давление до момента открытия клапана пробоотборника. Этот момент отмечается по манометру 6, стрелка которого делает небольшой скачок вниз. Перед началом перевода пробы толкателем верхнего переводника открывают верхний клапан пробоотборника. Нефть из приёмной камеры выжимается прессом и поступает в контейнер. Под действием давления нефти разделительный поршень контейнера опускается вниз, в результате чего рабочая жидкость вытесняется в ёмкость 10.

Давление в системе в процессе перевода пробы должно быть постоянным, равным пластовому или несколько выше.

Давление открытия нижнего клапана является первым показателем качества отбора пробы. Если это давление с учётом разности температур окажется меньше, чем измеренное давление на глубине отбора, проба не может считаться пригодной для исследования. Некачественный отбор пробы возможен либо вследствие преждевременного закрытия клапана на глубине, меньшей заданной, либо вследствие их не герметичности, что приводит к падению давления внутри приёмной камеры при извлечении прибора из скважины.

Отбор проб нефти из скважины

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы отбора проб

Crude oil and petroleum products. Methods of sampling

Дата введения 1987-01-01

1. УТВЕРЖДЕН и ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 28.12.85 N 4453

3. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

4. Ограничение срока действия снято Постановлением Госстандарта СССР от 28.11.91 N 1834

Настоящий стандарт устанавливает методы отбора проб нефти и нефтепродуктов из резервуаров, подземных хранилищ, нефтеналивных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, трубопроводов, бочек, бидонов и других средств хранения и транспортирования.

Стандарт не распространяется на сжиженные газы и нефтяной кокс замедленного коксования.

Стандарт соответствует ИСО 3170-75* в части отбора проб из бочек, барабанов, бидонов, банок, отбора донной пробы из цистерн и требований безопасности и ИСО 3171-75 в части автоматического отбора проб из трубопровода.

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.

В стандарте использованы термины по ГОСТ 15895* и ГОСТ 26098.

* На территории Российской Федерации действуют ГОСТ Р 50779.10-2000 и ГОСТ Р 50779.11-2000.

1. АППАРАТУРА

1.1. Для отбора проб нефти и нефтепродукта применяют пробоотборники, указанные в табл.1 и приложении.

Характеристика нефти или нефтепродукта

Хранилище, транспортное средство, тара

Аппаратура и инструмент для отбора проб

Нефтепродукты с давлением насыщенных паров 100 кПа (750 мм рт.ст.) и выше по ГОСТ 1756

Резервуары для хранения нефтепродуктов с повышенным давлением насыщенных паров, нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны

Стационарные и переносные пробоотборники, позволяющие проводить герметичный отбор проб и обеспечивающие сохранность качества пробы

Пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921 и другие пробоотборные сосуды под давлением

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Резервуары вертикальные цилиндрические, прямоугольные (постоянного сечения по высоте)

сниженный порционный с клапанами по ГОСТ 13196;

с перфорированной заборной трубкой (черт.1);

для отбора точечных проб с трех уровней (черт.2);

краны на различных уровнях по высоте стенки резервуара (только для нефти).

бутылка в металлическом каркасе (черт.6)

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Подземные хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания

Пробоотборные краны, установленные на продуктопроводе в оголовке подземного хранилища

Подземные хранилища шахтного типа, сооружаемые в горных породах с положительной и отрицательной температурой; ледогрунтовые хранилища

Переносные пробоотборники (см. черт.3) и бутылка в металлическом каркасе (см. черт.6)

Нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары
траншейного типа и горизонтальные цилиндрические

Переносные пробоотборники, рекомендуемые для отбора проб из вертикальных
цилиндрических и прямоугольных резервуаров

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Автоматические или ручные пробоотборники для отбора проб из трубопровода

Бочки, бидоны, бутылки, банки

Пробоотборные трубки (черт.8)

Стеклянные и металлические трубки, дюритовые шланги диаметром 9-12 мм

Бочки, бидоны, барабаны, банки и др.

Щупы: винтообразный (черт.9), с продольным вырезом (черт.10), поршневой (черт.11), щуп прямой без выреза (черт.12).

Твердые плавкие и неплавкие нефтепродукты

Бочки, ящики, мешки, вагоны для нефтебитума

Ножи, черпаки, лопаты, долота, зубила, колуны, топоры

Мешки, пакеты, контейнеры

1.2. Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

1.3. Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.

1.4. Пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.

Переносные пробоотборники, пробосборники, пробоприемники, трубки, щупы и т.д. перед отбором проб нефти или нефтепродукта должны быть чистыми и сухими.

Инвентарь для отбора и хранения проб жидких нефтепродуктов после применения следует обработать моющим веществом или сполоснуть неэтилированным бензином; инвентарь для отбора и хранения проб нефти и мазеобразных нефтепродуктов после промывки растворителем следует промыть горячей водой до полного удаления остатков нефтепродуктов. Промытый инвентарь необходимо высушить и хранить в защищенном от пыли и атмосферных осадков месте.

Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносят в чехлах, футлярах или другой упаковке.

1.5. Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы:

пробозаборное устройство ( см. черт.14, 15, 15а, 15б);

Параметры пробозаборных трубок щелевого типа приведены в приложении 2.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.5.1. Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.

1.5.2. Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из одной трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из нескольких трубок, должен быть:

6 мм - при кинематической вязкости нефти до 15 мм/с (15 сСт) при температуре 20 °С;

12 мм - при кинематической вязкости нефти, равной и выше 15 мм/с (15 сСт) при температуре 20 °С.

Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб диаметр пробозаборной трубки может быть увеличен.

1.5.3. В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.

Запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие вручную.

1.5.4. В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от вида отбираемой нефти или нефтепродукта или выполняемого анализа.

1.5.4.1. Применяют сосуды под давлением трех видов:

1 - с выравненным давлением (черт.16);

2 - с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола);

3 - с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха.

1.5.4.2. Сосуды под давлением 1-го и 2-го видов должны иметь предохранительный клапан для сброса избыточного давления.

1.5.4.3. Атмосферный сосуд представляет собой емкость с одним отверстием и применяется для отбора проб нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров не более 40 кПа (300 мм рт.ст.). Сосуд с пробой должен герметично закрываться крышкой (пробкой).

1.5.4.4. Пробосборник изготовляют из материала, стойкого к воздействию отбираемой нефти или нефтепродукта в расчете на рабочую температуру и давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.

1.5.4.5. В качестве пробоприемников, предназначенных для транспортирования и хранения пробы, используют пробосборники всех типов. Требования к пробосборникам должны соответствовать указанным в п. 1.5.4.

Соединительные трубки и клапаны контура отбора проб от точки отбора проб до пробосборника должны быть с минимальным числом изгибов, без расширений, карманов и других мест, где могут скапливаться механические примеси, вода и пары.

Все соединения и соединительные трубки должны быть герметичными.

1.6. Автоматический отбор проб осуществляется с помощью автоматических пробоотборников периодически - через равные промежутки времени - или в зависимости от скорости перекачивания.

1.6.1. При автоматическом отборе пробы запорное устройство пробоотборника должно приводиться в действие с помощью электрического, электромагнитного или пневматического приводов.

1.6.2. Для получения заданной пробы через определенные промежутки времени в схеме автоматического пробоотборника применяют регулятор, включающийся в работу одновременно с началом перекачивания.

1.6.3. Конструкция пробосборника для отбора проб легкоиспаряющейся нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных паров более 40 кПа (300 мм рт.ст.) должна обеспечивать накопление пробы без контакта с воздухом и при том же давлении, что и в трубопроводе.

Отбор проб нефти из скважины

НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ

Методы отбора проб

Petroleum and petroleum products. Methods of sampling

Дата введения 2014-03-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2015 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР")

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2012 г. N 52)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Минэкономики Республики Армения

Госстандарт Республики Беларусь

Госстандарт Республики Казахстан

6 Издание (август 2018 г.) с Изменением N 1 (ИУС 6-2018), Поправками* (ИУС 10-2014, 3-2016)

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

1 Область применения

Настоящий стандарт не распространяется на сжиженные газы и нефтяной кокс замедленного коксования.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные. Технические условия

ГОСТ 12.4.034-2017 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 12.4.111-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы мужские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 12.4.310-2016 "Система стандартов безопасности труда. Одежда специальная для защиты работающих от воздействия нефти и нефтепродуктов. Технические требования".

ГОСТ 12.4.112-82* Система стандартов безопасности труда. Костюмы женские для защиты от нефти и нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 13196-93 Устройства автоматизации резервуарных парков. Средства измерения уровня и отбора проб нефти и нефтепродуктов. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом 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.

Раздел 2. (Измененная редакция, Изм. N 1).

3 Аппаратура

3.1 Для отбора проб нефти и нефтепродуктов применяют пробоотборники, указанные в таблице 1 и приложении А.

Характеристика нефти и нефтепродуктов

Хранилище, транспортное средство, тара

Аппаратура и инструмент для отбора проб

Нефтепродукты с давлением насыщенных паров 100 кПа (750 мм рт.ст.) и выше по ГОСТ 1756

Пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921 и другие пробоотборные сосуды под давлением

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Резервуары вертикальные цилиндрические, прямоугольные (постоянного сечения по высоте)

- сниженный порционный с клапанами по ГОСТ 13196;

- с перфорированной заборной трубкой (см. рисунок А.1);

- для отбора точечных проб с трех уровней (см. рисунок А.2);

- краны на различных уровнях по высоте стенки резервуара (только для нефти).

- бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6);

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Подземные хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания

Пробоотборные краны, установленные на продуктопроводе в оголовке подземного хранилища

Переносные пробоотборники (рисунок А.3) и бутылка в металлическом каркасе (рисунок А.6)

Нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны, резервуары траншейного типа и горизонтальные цилиндрические

Переносные пробоотборники, рекомендуемые для отбора проб из вертикальных цилиндрических и прямоугольных резервуаров

Нефть и нефтепродукты с давлением насыщенных паров ниже 100 кПа (750 мм рт.ст.) по ГОСТ 1756

Автоматические или ручные пробоотборники для отбора проб из трубопровода

Бочки, бидоны, бутылки, банки

Стеклянные и металлические трубки, дюритовые шланги диаметром 9-12 мм

Бочки, бидоны, барабаны, банки и др.

Щупы: винтообразный (рисунок А.9), с продольным вырезом (рисунок А.10), поршневой (рисунок А.11), прямой без выреза (рисунок А.12)

Твердые плавкие и неплавкие нефтепродукты

Бочки, ящики, мешки, вагоны для нефтебитума

Ножи, черпаки, лопаты, долота, зубила, колуны, топоры

Мешки, пакеты, контейнеры

3.2 Переносные пробоотборники для отбора проб нефти и жидких нефтепродуктов с заданного уровня должны иметь крышки или пробки, обеспечивающие их герметичность и легко открывающиеся на заданном уровне.

3.3 Масса переносного пробоотборника должна быть достаточной, чтобы обеспечить его погружение в нефть или нефтепродукт.

3.4 Пробоотборник осматривают перед каждым отбором пробы. На нем не должно быть трещин. Пробки, крышки, прокладки не должны иметь дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.

Переносные пробоотборники, пробосборники, пробоприемники, трубки, щупы и т.д. перед отбором проб нефти и нефтепродуктов должны быть чистыми и сухими.

Во избежание загрязнения переносные пробоотборники переносят в чехлах, футлярах или другой упаковке.

3.5 Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать следующие основные узлы:

- пробозаборное устройство (рисунки А.14, А.15, А.15.1 и А.15.2);

Параметры пробозаборных трубок щелевого типа приведены в приложении Б.

3.5.1 Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное возмущение потока в трубопроводе.

3.5.2 Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из одной трубки, или наименьший диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из нескольких трубок, должен быть:

- 6 мм - при кинематической вязкости пробы до 15 мм/с (15 сСт) при температуре 20°С;

- 12 мм - при кинематической вязкости пробы, равной и выше 15 мм/с (15 сСт) при температуре 20°С.

3.5.3 В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и ручные пробоотборники.

В ручном пробоотборнике запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие вручную.

3.5.4 В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной пробы при автоматическом отборе пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды (открытые) в зависимости от видов отбираемых нефти или нефтепродукта или выполняемого анализа.

3.5.4.1 Применяют сосуды под давлением трех видов:

1-го - с выравненным давлением (рисунок А.16);

2-го - с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного раствора хлористого натрия (рассола);

Отбор контрольных проб нефти и нефтепродуктов

Пробы нефтепродуктов из резервуаров, трубопроводов, транспортных средств и тары для установления соответствия их требованиям действующих стандартов и технических условий должны отбираться в количествах, установленных в стандартах и технических условиях на нефтепродукты.

Весь инвентарь, предназначенный для отбора, хранения и переноски проб, должен быть чистым. Пробы, предназначенные для составления средней пробы, отбираются одним пробоотборником без ополаскивания их перед каждым погружением в нефтепродукт.

Во избежание потерь легких фракций пробы бензинов перед проведением анализов должны охлаждаться в водяной бане при температуре 0—20 °С с одновременным перемешиванием.

Перед отбором пробы из резервуара нефтепродукт должен отстояться, затем из резервуара должна удалиться подтоварная вода.

Для отбора проб жидких нефтепродуктов из резервуаров, трубопроводов, мелкой тары должны применяться пробоотборники, марки которых указаны в перечне государственного стандарта.

Пробы мазеобразных и порошкообразных нефтепродуктов отбираются с помощью специальных щупов или трубок, имеющих продольный вырез по всей длине.

Для отбора проб твердых нефтепродуктов применяют нож (для плавких нефтепродуктов) или лопату (для неплавких нефтепродуктов).

Для проведения анализа нефтепродуктов применяются усредненные пробы, отобранные с разных уровнях (об этом будет сказано ниже).

При отгрузке нефтепродуктов водным транспортом средняя проба, отобранная из резервуара, из которого осуществлялась отгрузка, делится на три части: одна для проведения анализов; остальные две разливаются в две бутылки и опечатываются. Вторая часть пробы сдается на склад лаборатории нефтебазы и хранится в течение месяца; третья отдается капитану судна - «капитанская проба». В случае, если в пункте назначения нефтегруза возникнет несоответствие анализов прибывшего груза с паспортными данными, то вскрывается и разгоняется «капитанская проба». При отгрузке нефти и нефтепродуктов железнодорожным и трубопроводным транспортом среднюю пробу делят на две части: одна используется для анализа, вторая опечатывается, сдается на склад и хранится в течение месяца.

Отбор проб из вертикальных резервуаров

Определение качества нефтепродуктов в вертикальном резервуаре должно выполняться из средней пробы, которая составляется путем смешения точечных проб, отобранных с трех уровней нефтепродукта в резервуаре:

1й уровень - на 200 мм ниже зеркала нефтепродукта;
2й уровень — середина уровня нефтепродукта;
3й уровень — на 250 мм от днища резервуара.

Средняя проба составляется смешением точечных проб в пропорции 1:3:1 для нефтепродуктов, и в соотношении 1:6:1 для нефти.

При применении пробоотборников типа ПСР пробу можно отбирать одной порцией.

Отбор проб из горизонтальных резервуаров

Определение качества нефтепродуктов в горизонтальном резервуаре также должно выполняться из средней пробы.

При диаметре резервуара более Д=2500 мм пробы должны отбираться также с трех уровней:

1й уровень — на 200 мм ниже зеркала нефтепродукта;
2й уровень - середина уровня нефтепродукта;
3й уровень - на 250 мм от днища резервуара.

Средняя проба составляется смешением точечных проб в пропорции - 1:6:1.

При диаметре резервуара Д=2500 мм и менее, а также резервуаров диаметром более 2500 мм, заполненных до половины высоты, пробы должны отбираться с двух уровней:

1й уровень - середина уровня нефтепродукта;
2й уровень - на 250 мм от днища резервуара.

Средняя проба составляется смешением точечных проб в пропорции — 3:1.

Отбор проб из наливных судов

Для характеристики качества нефтепродукта в наливном судне, загруженном одним нефтепродуктом, пробы отбирают не менее чем от 25% всех танков, в том числе: из носовой части судна из 5% танков; из центральной части судна - 15% танков; из кормовой части судна - из 5% танков [18]. Качество нефтепродукта определяется из усредненной пробы, которая смешивается из точечных проб.

Если высота танков более 3000 мм, то порядок отбора проб и получение средней пробы такой же, как и для вертикальных резервуаров, то есть с 3-х уровней и в пропорции - 1:3:1.

Если высота танков менее 3000 мм, то пробы отбираются с 2-х уровней — с середины взлива и на 250 мм от днища танка, средняя проба получается смешением точечных проб в пропорции 3:1.

Если судно загружено несколькими видами нефтепродуктов, то порядок отбора сохраняется тот же для каждого вида нефтепродукта.

Отбор проб из железнодорожных и автомобильных цистерн

Из железнодорожной и автомобильной цистерны отбирается одна проба с уровня, расположенного на высоте 1/3 диаметра цистерны от ее дна.

Из железнодорожных маршрутов с одной партией нефти и нефтепродуктов пробы должны отбираться с каждой 4-й цистерны и составляться средняя проба. При этом соотношение объемов точечных проб должно устанавливаться с учетом объемов цистерн, из которых отбирались пробы.

Отбор проб из трубопроводов

Для отбора проб нефти и нефтепродуктов из нефтепроводов и продуктопроводов на них устанавливаются стационарные пробоотборники. Пробы должны отбираться при обеспечении двух условий:

только в процессе перекачки жидкости;

Широкое применение нашли пробоотборники с трубками Пито - трубок с загнутыми концами навстречу потоку жидкости. При однородном потоке жидкости для отбора пробы устанавливают одну трубку Пито - трубку с загнутым под углом 90° концом навстречу потоку, расположенную по оси трубопровода. При неоднородном потоке жидкости число трубок устанавливается в зависимости от диаметра трубопровода:

одна - при диаметре до 100 мм;

три — при диаметре от 100 до 400 мм;

В пробоотборном устройстве из пяти трубок Пито открытые загнутые концы трубок устанавливают по вертикальному сечению трубопровода в следующем порядке:

одну трубку диаметром d₍ — по оси трубопровода;

две трубки диаметром d₂ - по вертикали по обе стороны от оси трубопровода на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода;

Соотношение диаметров входных отверстий трубок должно быть равным d₁:d₂:d₃ = 6:10:13.

Приборы, применяемые для отбора проб

Для отбора проб из резервуаров на резервуарах устанавливают стационарные пробоотборники типа ПСР и других конструкций или используются переносные, ручные пробоотборники. Описание устройства и принцип работы пробоотборников типа ПСР приведено в разделе «Оборудование резервуаров».

Для отбора проб из судов, железнодорожных и автомобильных цистерн применяют, как правило, переносные пробоотборники.

Эскизы ручных пробоотборников, применяемых на нефтебазах и АЗС, показаны на рисунке.

Металлические переносные пробоотборники

а - пробоотборник Золотницкого: 1-корпус, 2-поворотная на оси притертая крышка;

б - пробоотборник с нижним входным патрубком: 1-корпус со входным патрубком, 2-крышка со шпуцером

На пробоотборнике типа а на крышке имеются три кольца: к центральному крепится рулетка и медный гибкий заземляющий трос; к боковым крепятся две бечевки из хлопка — с помощью одной пробоотборник в закрытом состоянии опускается в резервуар и поднимается из резервуара, с помощью второй открывается крышка пробоотборника.

Порядок отбора пробы из резервуаров и транспортных средств:

с помощью заземляющего троса заземляют пробоотборник путем подключения его к клемме «Заземление» на резервуаре;

измеряют уровень нефти или нефтепродукта в емкости;

рассчитывают уровень отбора точечных проб;

опускают закрытый пробоотборник до заданного уровня так, чтобы отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне;

Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.

Донную пробу нефтепродукта из резервуара или транспортного средства отбирают следующим образом:

пробоотборник опускают, устанавливают на днище резервуара или транспортного средства;

открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборники, отсекают пробу закрытием крышки и поднимают наружу;

На рисунке показана схема автоматического пробоотборника для отбора проб из магистрального трубопровода, отбирающего пробу пропорционально расходу жидкости, или периодически при помощи автоматических приборов или пробоотборных кранов.

Для автоматического отбора проб из трубопровода необходимо обеспечить постоянное движение части перекачиваемого продукта по обводной линии от основного трубопровода 1. Пробу отбирают из обводного контура без прекращения движения жидкости. Схема предусматривает также ручной способ отбора проб через пробоотборный кран.

Отбор проб продукции скважин.

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (Т о С, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

Читайте также: