6.2. Метод определения потерь нефти от испарения по концентрации углеводородных паров в газе, вытесняемом из технологических резервуаров

6.2. Метод определения потерь нефти

от испарения по концентрации углеводородных паров в газе,

вытесняемом из технологических резервуаров

Метод определения потерь нефти от испарения по концентрации углеводородных паров, вытесняемых из резервуаров, рекомендуется применять при эксплуатации технологических резервуаров в режиме заполнение - опорожнение (мерник).

Анализ компонентного состава отобранных проб паров рекомендуется проводить хроматографическим методом с определением содержания в пробах воздуха.

Объем парогазовоздушной смеси, вытесняемой из технологических резервуаров, равен объему жидкости (нефть + вода), закачанной в резервуары.

Массу паров, вытесненных из резервуаров, рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (6.3)

где:

- масса паров нефти в составе парогазовоздушной смеси, кг;

- объем парогазовоздушной смеси, м3;

- объемная доля кислорода в парогазовоздушной смеси, которая определяется по результатам хроматографического анализа проб парогазовоздушной смеси;

, , - объемные доли изо-пентана, нормального пентана и паров нефти тяжелее пентанов в углеводородной составляющей парогазовоздушной смеси;

равен объему жидкости, закаченной в резервуар (емкость), - , м3.

В расчетах объем парогазовоздушной смеси рекомендуется приводить к нормальным условиям (давление 101,325 кПа и температура 273 K).

Объемную долю паров нефти за время заполнения резервуара рекомендуется определять не менее 5 раз по анализам проб замеряемой газовой смеси.

В начале и в конце заполнения резервуара нефтью рекомендуется фиксировать показания уровнемера, атмосферного давления, температуры газовой смеси, температуры воздуха, отбирать пробы газовой смеси на анализ.

Рекомендуется фиксировать давление и температуру в сепараторах концевой сепарационной установки (КСУ), если нефть из этих установок поступает в резервуар.

В промежуточные моменты времени (ежечасно) рекомендуется измерять температуру газовой смеси и отбирать ее пробы для определения объемной доли паров нефти () в ней.

В любое время за период измерения рекомендуется отбирать пробу нефти до резервуара для определения ее фракционного и углеводородного состава, плотности и газового фактора нефти (при температуре в резервуаре и давлении 0,105 МПа (давление абсолютное)).

При расчете средней плотности паров по результатам анализов рекомендуется принимать их среднеарифметическое значение.

Долю паров нефти () в газовой смеси рекомендуется определять как среднеарифметическую величину всех определений за время заполнения резервуара.

Величину потерь нефти рекомендуется рассчитывать по формуле (6.3) и делить на массу поступившей в резервуар нефти за время измерения.

Все данные экспериментов и характеристики резервуара (размеры, тип дыхательной арматуры, место в технологическом цикле) рекомендуется заносить в журнал наблюдений.

При оснащении резервуарных емкостей системами улавливания легких фракций (УЛФ) расчетная величина потерь нефти умножается на коэффициент, определенный в соответствии с Методикой определения эффективности применения систем улавливания легких фракций нефти из резервуаров.

При оснащении резервуарных емкостей газоуравнительными системами расчетная величина потерь нефти умножается на коэффициент, равный коэффициенту эффективности работы системы, отраженный в паспорте или проектной документации на ее устройство.

Порядок проведения измерений рекомендуется проводить следующим образом:

6.2.1. Регистрируется в журнале наблюдений, в котором указывается:

дата проведения испытаний и номер резервуара;

тип резервуара;

полный объем резервуара (с учетом объема под кровлей), м3;

высота резервуара, м;

диаметр резервуара, м;

типоразмеры дыхательных клапанов и их количество, шт.;

заполнение - опорожнение резервуара;

дата и продолжительность предыдущей откачки нефти из резервуара, час.;

время простоя резервуара с остатком, час.

6.2.2. Определяется начальный уровень нефти в резервуаре поверенными в установленном порядке средствами измерений.

6.2.3. Пробы газовой смеси анализируются в лабораторных условиях на определение объемного содержания паров нефти () в ней, а средняя проба анализируется на углеводородный состав для определения плотности паров нефти.

6.2.4. Температура воздуха измеряется термометром метеорологическим.

6.2.5. Атмосферное давление измеряется барометром-анероидом.

6.2.6. Фиксируется время начала закачки нефти в резервуар.

6.2.7. Фиксируется время достижения конечного уровня заполнения резервуара нефтью.

6.2.8. В конце заполнения резервуара, за 10 - 20 минут до конечного уровня взлива, производятся:

измерения температур и атмосферного давления;

отборы проб;

фиксируется время достижения конечного уровня.

6.2.9. Из подводящего трубопровода в процессе наполнения резервуара в любое время отбирается проба нефти для последующего определения ее газового фактора при абсолютном давлении (0,105 МПа) и температуре нефти, поступающей в резервуар, ее углеводородного и фракционного состава, плотности.

6.2.10. Вычисленные потери, относящиеся к массе нефти, закачанной в резервуар, выражаются в кг/т.

6.2.11. В журнал наблюдений заносят данные регистрации показателей:

уровня нефти в резервуаре (начальный, конечный);

время заполнения;

объема закачанной нефти в резервуар, м3;

объемная доля углеводородов в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню (над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли), %;

сведения об отборе проб паровоздушной смеси на анализ углеводородного состава;

температура в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню нефти (над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли), °C;

температура нефти на глубине 0,05 м от поверхности свободной поверхности, °C;

температура окружающего воздуха, °C;

атмосферное давление, кПа;

сведения об отборе проб нефти;

выписка из вахтового журнала (плотность нефти при температуре перекачки), кг/м3.

6.2.12. Организация и проведение исследований оформляется актом.