Документ утратил силу или отменен. Подробнее см. Справку
"РД 153-39-019-97. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации" (утв. Минтопэнерго РФ 16.06.1997)

Таблица 2. Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара

Таблица 2

УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СОСТАВЫ ПРОБ НЕФТИ ДО И ПОСЛЕ РЕЗЕРВУАРА

┌───────────────────────────┬────────────────────────────────────┐

│ Компоненты │ Содержание компонентов │

│ ├─────────────────────────┬──────────┤

│ │ до резервуара │после ре- │

│ │ │зервуара │

│ ├──────────┬──────────────┼──────────┤

│ │в нефтяном│в дегазирован-│ в нефти, │

│ │ газе, │ной нефти, │ массовые │

│ │ мольные │массовые доли │ доли │

│ │ доли │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Метан (CH ) │0,4090 │- │- │

│ 4 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Этан (C H ) │0,0855 │0,0020 │0,0015 │

│ 2 6 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Пропан (C H ) │0,3054 │0,0102 │0,0083 │

│ 3 8 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Изо-бутан (iC H ) │0,0493 │0,0155 │0,0082 │

│ 4 10 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Н-бутан (nC H ) │0,0935 │0,0223 │0,0131 │

│ 4 10 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Изо-пентан (iC H ) │0,0236 │0,0152 │0,0108 │

│ 5 12 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Н-пентан (nC H ) │0,0186 │0,0165 │0,0121 │

│ 5 12 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Гексан (C H ) │0,0151 │0,0163 │0,0159 │

│ 6 14 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Остаток (C + высш.) │- │0,9020 │0,9301 │

│ 7 │ │ │ │

├───────────────────────────┼──────────┼──────────────┼──────────┤

│Итого: │1,0000 │1,0000 │1,0000 │

└───────────────────────────┴──────────┴──────────────┴──────────┘

4.9.2. Определяем суммарные концентрации легких углеводородов в пробах дегазированной нефти до и после резервуара.

6

SUM C' = 0,0020 + 0,0102 + 0,0155 + 0,0223 + 0,0152 + 0,0165 +

i=1 i

+ 0,0163 = 0,0980 масс. доли.

6

SUM C" = 0,0015 + 0,0083 + 0,0082 + 0,0131 + 0,0108 + 0,0121 +

i=1 i

+ 0,0159 = 0,0699 масс. доли.

4.9.3. По формулам (7) рассчитаем концентрации легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после резервуара:

-3

6 0,098 + 3 x 10 x 1,467

SUM C' = ------------------------ = 0,1020 масс. доли.

i=1 i -3

1 + 3 x 10 x 1,467

6

SUM C" = 0,0699 масс. доли.

i=1 i

4.9.4. По формулам (6) рассчитаем концентрации "остатков":

C' = 1 - 0,1020 = 0,8980 масс. доли.

C" = 1 - 0,0699 = 0,9301 масс. доли.

Разность концентраций остатков 0,0321 масс. доли больше сходимости между параллельными определениями 0,0100 по ГОСТ 13379, метод можно применять для расчета потерь.

4.9.5. Технологические потери нефти рассчитаем по формуле (5):

┌─ ─┐

│ 0,8980│

сигма = │1 - ------│ 100% = 3,45% масс.

│ 0,9301│

└─ ─┘

4.9.6. Относительную среднеквадратичную ошибку в определении потерь рассчитаем по формуле (10):

--------------------

/ 2 2

/┌─ ─┐ ┌─ ─┐

1 - 0,0345 / │0,005 │ │0,004 │

эпсилон = ---------- \/ │------│ + │------│ 100% = 19,69%,

0,0345 │0,8980│ │0,9301│

└─ ─┘ └─ ─┘

где:

0,005 масс. доли - абсолютная ошибка в определении концентрации остатка C' по ГОСТ 13379;

0,004 масс. доли - абсолютная ошибка в определении концентрации остатка C" по ГОСТ 13379.

4. Метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава 5. Метод определения потерь нефти от испарения по изменению давления насыщенных паров