Закачивание воды значительно
повышает обводненность, иногда вплоть
до 95%.
Третичный метод
Третичные методы увеличивают
подвижность нефти для увеличения нефтеотдачи.
Один из вариантов третичных
методов, TEOR, связан с нагревом нефти в
пласте для уменьшения ее вязкости. Часто
применяется закачивание водяного пара,
иногда также используют сжигание части
нефти на месте (непосредственно в пласте).
Также в пласт могут закачиваться
ПАВ (Детергенты) для изменения поверхностного
натяжения между водой и нефтью.
Данный метод позволяет повысить
КИН еще на 5% - 15%.
Третичный метод начинают использовать,
когда вторичный перестает быть адекватным,
но только при условии, что добыча нефти
остается рентабельной. Таким образом,
использование третичного метода зависит
как от стоимости выбранного способа извлечения,
так и от цен на нефть.
Наиболее широко (более 100 внедрений)
применяются тепловые и газовые (CO2) третичные
методы. В первом десятилетии XXI века за
счет третичных методов добывалось около
3 миллионов баррелей в день (из них 2 миллиона —
за счет тепловых методов), что составляет
около 3,5 % от общемировой нефтедобычи.
6.
Факторы, влияющие на сохраняемость,
потери при хранении и подготовке к
реализации товара
6.1.Транспортирование
товаров
В силу того что перевозки обычно
осуществляются в больших количествах,
транспортировка нефти и нефтепродуктов
производится чаще одним из следующих
путей:
Перевозка железнодорожным
транспортом.
Перевозка морскими танкерами.
Транспортировка по нефтепроводам.
Перевозка автотранспортом.
Перевозка
автотранспортом
Понятно, что автоцистерны для
перевозки нефтепродуктов не подойдут
для перевозки большого количества нефти,
поэтому автотранспорт чаще используют
для локальных перевозок на небольшие
расстояния, а для международного импорта
и экспорта используют три оставшихся
способа. Кроме того, автоцистерны для
перевозки нефтепродуктов нужно оборудовать
по всем требованиям федеральных законов.
То есть получить все необходимые разрешения,
проложить маршрут движения, приобрести
противопожарные инструменты, опознавательные
знаки и т.д.
Транспортировка
по нефтепроводам
Движение нефти по трубе происходит
за счёт разности давлений, создаваемой
насосными станциями на обоих концах трубы.
Нефтепроводы делятся на подземные и наземные
и могут работать в любую погоду, это их
большое преимущество. Наземные нефтепроводы
удобны тем, что если случится авария,
её проще будет устранить, и тем, что их
проще строить. Зато подземные нефтепроводы
меньше подвержены внешним воздействиям
и, следовательно, более долговечны. Конструктивно,
нефтепроводы строятся из труб диаметром
в 10-140 см, нефть по которым двигается со
скоростью 3м/с.
Перевозка
морскими танкерами
Морские суда – это суда с очень
большим водоизмещением. Именно этот вид
перевозок составляет львиную долю от
всех международных перевозок нефти. Дело
в том, что зачастую морские пути короче,
нежели наземные, и транспортировка по
морю обходится дешевле. Танкеры для перевозки
делятся на три типа:
Сегодня по международным стандартам
все танкеры должны обязательно иметь
двойную обшивку, которая повышает уровень
безопасности, а также разделение отсека
для нефти (танка) на отсеки. Загрузка и
разгрузка нефтепродуктов в такие танкеры
происходит с берега с помощью специальных
насосов и трубопроводов.
Перевозка
по железной дороге
Несмотря на то, что сеть железных
дорог достаточно развита в нефтедобывающих
странах, этот способ перевозок не является
первостепенным. Хотя он и всесезонный,
и позволяет перевозить большие объемы
нефти, всё же он требует больше трудозатрат,
чем, например, транспортировка по нефтепроводам.
6.2.Хранение товаров
6.2.1.Условия хранения
товаров
ГОСТ 1510-84 Нефть и
нефтепродукты
1. Для хранения нефти
и нефтепродуктов применяют виды
хранилищ в соответствии с
приложением 1.
2. Топлива, указанные в
пп. 3.1-3.4 приложения 1, хранят в металлических
резервуарах с внутренними антикоррозионными
покрытиями, применение которых в контакте
с этими нефтепродуктами должно быть разрешено
Государственной межведомственной комиссией
по испытанию топлив, масел, смазок и специальных
жидкостей при Госстандарте СССР.
Антикоррозионные покрытия должны быть
устойчивы к воздействию нефтепродуктов
(нефти), подтоварной воды, пара (или горячей
воды).
Допускалось до 01.01.93 хранить указанные
топлива в резервуарах без внутренних
покрытий.
Необходимость защиты от коррозии внутренней
поверхности резервуаров для хранения
других нефтепродуктов и нефти, а также
способы защиты устанавливаются отраслевой
документацией.
3. Бензины и нефти следует
хранить в резервуарах с плавающей
крышей или понтоном или оборудованных
газовой обвязкой в зависимости
от условий эксплуатации резервуаров.
Допускается хранить бензины и нефти в
резервуарах без понтонов и газовой обвязки
до капитального ремонта, а также на предприятиях
длительного хранения.
Не допускается хранить авиационные бензины
в резервуарах с плавающей крышей.
4. Резервуары должны быть
подготовлены к наливу нефти
и нефтепродуктов в соответствии
с приложением 2 табл. 2.
5. Нефть и нефтепродукты
каждой марки следует хранить
в отдельных резервуарах, исключающих
попадание в них атмосферных
осадков и пыли.
6. Металлические резервуары,
за исключением резервуаров предприятий
длительного хранения, должны подвергаться
периодической зачистке:
- не менее двух раз в год - для топлива для реактивных двигателей, авиационных бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов; допускается при наличии на линии закачки средств очистки с тонкостью фильтрования не более 40 мкм зачищать резервуары не менее одного раза в год;
- не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и масел с присадками;
- не менее одного раза в два года - для остальных масел, автомобильных бензинов, дизельных топлив, парафинов и аналогичных по физико-химическим свойствам нефтепродуктов.
Металлические и железобетонные
резервуары для нефти, мазутов, моторных
топлив и аналогичных по физико-химическим
свойствам нефтепродуктов следует зачищать
по мере необходимости, определяемой условиями
сохранения их качества, надежной эксплуатации
резервуаров и оборудования. Отстой воды
и загрязнений из резервуаров следует
удалять не реже одного раза в год.
7. При хранении нефтепродуктов
в резервуарах не допускается
наличие подтоварной воды выше
минимального уровня, обеспечиваемого
конструкцией устройства для
дренажа воды.
8. Застывающие нефтепродукты
следует хранить в резервуарах,
оборудованных стационарными или
переносными средствами обогрева,
обеспечивающими сохранение качества
в пределах требований НТД
на нефтепродукт.
9. Нефтепродукты в таре
следует хранить на стеллажах,
поддонах или в штабелях в
крытых складских помещениях, под
навесом или на спланированной
площадке, защищенной от действия
прямых солнечных лучей и атмосферных
осадков. Тару с нефтепродуктами
устанавливают пробками вверх.
Пластичные смазки в картонных навивных
барабанах следует хранить в поддонах
крышками вверх не более чем в три яруса
в крытых складских помещениях.
Допускается хранить строительный битум
на открытых асфальтированных или бетонированных
площадках.
Нефтяной кокс хранят в закрытых помещениях,
бункерах.
Допускается хранить непрокаленный кокс
на асфальтированных или бетонированных
площадках, в бетонированных ямах.
10. Хранение пакетированных
нефтепродуктов - по ГОСТ 26663.
6.2.2.Методы хранения
товаров
Хранение нефтепродуктов —
содержание резервных запасов нефти и
нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих
их количественную и качественную сохранность
в течение установленного времени. Предусматривается
при необходимости компенсации неравномерности
потребления, оперативного и народно-хозяйственного
резервирования. Иногда хранение нефти
и нефтепродуктов совмещается с другими
технологическими операциями (обезвоживание,
обессоливание нефти, смешение, подогрев
и т.д.). Осуществляется в ёмкостях на нефтепромыслах,
перекачивающих станциях и наливных станциях
магистральных нефте- и продуктопроводов,
сырьевых и товарных парках нефтеперерабатывающих
заводов; в ёмкостях и мелкой таре на нефтебазах
и автозаправочных станциях.
Складские предприятия для хранения нефти
и нефтепродуктов разделяются на самостоятельные
и входящие в состав других предприятий.
Величина суммарного объёма резервуарной
ёмкости хранилища зависит от грузооборота
нефти и нефтепродуктов, интенсивности
и характера основных технологических
операций, назначения и географического
расположения объекта. В основу расчёта
ёмкости по сортам нефтепродуктов принимается
их годовой грузооборот и графики (планы)
завоза и вывоза в местной реализации.
Объём хранилищ нефти и нефтепродуктов
принимают по нормам технологического
проектирования, равным несколько суточным
производительностям объекта.
Отношение годового грузооборота по данному
нефтепродукту (в м3/год) к суммарному
объёму установленной ёмкости называется
среднегодовым коэффициент оборачиваемости
резервуаров, значение которого колеблется
от 0,5 до 150 в год. Коэффициент оборачиваемости
характеризует степень использования
резервуаров, с его увеличением снижается
стоимость перевалки нефтепродукта через
нефтебазу. Малые значения коэффициента
оборачиваемости обычно имеют речные
и морские нефтебазы, расположенные в
замерзающих портах, большие — перевалочные
железнодорожные нефтебазы, а особенно
— расположенные в начале и конце нефтепродуктопроводов.
Коэффициент оборачиваемости резервуаров
промыслов от 2 до 5 в год, товарных парков
НПЗ, ПС, АЗС — обычно 100-150 в год.
Емкости для хранения нефти и нефтепродуктов
сооружают из несгораемых материалов
в наземном, подземном и полуподземном
исполнении. Наибольшее распространение
получили наземные вертикальные стальные
цилиндрические резервуары (тип PBC), на
мелких нефтебазах и АЗС — подземные и
наземные горизонтальные цилиндрические
резервуары (тип РГС), для хранения нефти
и мазута — железобетонные резервуары
(тип ЖБР).
Подземные хранилища предназначены главным
образом для больших запасов нефти и нефтепродуктов.
В зависимости от схемы устройства и способа
сооружения различают ледогрунтовые,
шахтные хранилища, подводные нефтехранилища,
а также хранилища, создаваемые способом
камуфлетного взрыва или сооружаемые
в толще каменной соли способом выщелачивания.
Минимальную глубину залегания подземных
ёмкостей определяют исходя из геологических
условий, физических свойств нефти или
нефтепродуктов, давления насыщенных
паров. Правильная и безопасная эксплуатация
резервуаров и хранилищ обеспечивается
специальным оборудованием, монтируемым
на них, и поддержанием его, а рабочем состоянии
в соответствии с правилами технической
эксплуатации. Для охраны окружающей среды
вокруг хранилищ нефти и нефтепродуктов
организуют санитарно-защитные зоны.
7.
Стандарты на товар
ГОСТ 31378-2012 Нефть.
Общие технические условия
ГОСТ Р 50802-95
Нефть. Метод определения сероводорода,
метил- и этилмеркаптанов
ГОСТ 11851-85
Нефть. Метод определения парафина
ГОСТ 13379-82 Нефть. Определение
углеводородов С1-С6 методом газовой хроматографии
ГОСТ Р 52340-2005 Нефть.
Определение давления паров методом расширения
ГОСТ Р 54567-2011 Нефть. Требования
к химическим продуктам, обеспечивающие
безопасное применение их в нефтяной отрасли
ГОСТ 11244-76 Нефть. Метод определения
потенциального содержания дистиллятных
и остаточных масел
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты.
Методы отбора проб
ГОСТ 10364-90 Нефть и нефтепродукты.
Метод определения ванадия
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты.
Методы определения плотности
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты.
Метод определения содержания воды
ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты.
Методы измерения массы
ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих
предприятий. Технические условия
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы
определения содержания хлористых солей
Выписка из
стандарта ГОСТ 31378-2009 Нефть. Общие
технические условия:
5. Технические
требования:
5.1 Нефть должна
соответствовать требованиям таблиц
1-4.
5.2 Нефть при
приеме в систему трубопроводного
транспорта для последующей поставки
на экспорт должна соответствовать
требованиям таблицы 3, группы 1 и
таблицы 4, виды 1,2.
4. Классификация
и условное обозначение нефтей |
4.1 При оценке качества
нефть подразделяют на классы,
типы, группы, виды.
4.2 В зависимости от
массовой доли серы нефть подразделяют
на классы 1-4 (таблица 1). |
Т а б л и ц а 1 - Классы нефти |
Класс нефти |
Наименование |
Массовая доля серы, % |
Метод испытания |
1 |
Малосернистая |
До 0,60 включ. |
По ГОСТ 1437, ГОСТ Р 51947 и 9.2 настоящего
стандарта |
2 |
Сернистая |
От 0,61 >> 1,80 |
3 |
Высокосернистая |
>> 1,81 >> 3,50 |
4 |
Особо высокосернистая |
Св. 3,50 |