2. Метод определения потерь нефти от испарения измерением объема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара

2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЕМ

ОБЪЕМА ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ, ВЫТЕСНЯЕМОЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРА

2.1. Потери углеводородов рассчитываются по формуле:

где:

G - потери углеводородов, кг;

V - объем паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведенный к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, куб. м;

C - концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси, доли единицы;

ро - средняя плотность вытесняемых из резервуаров углеводородных паров, приведенных к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, кг/куб. м.

2.2. Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационными газовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности (Приложения А - В); нормальными диафрагмами, смонтированными на резервуарах в соответствии с РД 50-213-80; анемометрами (п. 4). В холодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторах оседает иней, затрудняющий вращение последних.

2.3. Концентрация углеводородов определяется не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах КГА1-1 (ОСТ 25.1256) или хроматографах. Во избежание искажения результатов анализов вследствие конденсации углеводородов температура подаваемых на анализ проб должна быть не ниже, чем температура паров, выходящих из резервуара.

2.4. Средняя плотность углеводородистых паров нефти определяется по результатам хроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ 14920.

При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле:

2.5. Уровень нефти в резервуарах измеряется стационарными уровнемерами или измерительной рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7502.

2.6. Выбранный в качестве объекта исследований резервуар тщательно проверяется, неплотности, обнаруженные в кровле, устраняются (например, заливаются эпоксидной смолой), фланцевые соединения герметизируются.

2.7. Перечень основного оборудования, приборов и материалов для определения потерь по рассматриваемому методу приведен в Приложении А. Конструкция газового пробоотборника, технология отбора проб и их анализ на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256) изложены в разделе 10.

2.8. Принципиальная схема установки ротационного счетчика на резервуаре представлена на рис. 1 (здесь и далее рисунки не приводятся). Швы на жестяной трубе, соединяющей световой люк со счетчиком, должны герметизироваться пайкой. В трубу впаиваются термометрический карман 7 и пробоотборный штуцер 8.

2.9. В начале и конце заполнения резервуара нефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра), уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температура воздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографический анализ. Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из этих установок поступает в резервуар.

2.10. В промежуточные моменты времени ежечасно измеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).

2.11. Отбирается до резервуара одна проба нефти за период наблюдения в любое время для последующего определения фракционного и углеводородного состава, плотности, давления насыщенных паров, газового фактора (при температуре в резервуаре и давлении 1,05 ата).

2.12. При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.

2.13. Концентрация углеводородов в ПВС определяется как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.

2.14. Величина потерь углеводородов рассчитывается по формуле (1) и относится на одну тонну поступившей за время наблюдения нефти.

2.15. При эксплуатации резервуара в подключенном режиме вследствие непредсказуемости периодов увеличения уровня нефти в резервуаре и колебания температур в его газовом пространстве наблюдения за показаниями счетчика ведутся непрерывно в течение установленного времени измерения потерь (например, двое суток).

2.16. Если показания счетчика нарастают, то в течение каждого периода нарастания измерение параметров и отбор проб ПВС проводят в соответствии с пунктами 2.9, 2.10.

2.17. Величина потерь углеводородов за каждый период нарастания показаний счетчика рассчитывается по формуле (1). Потери за время наблюдения определяются как сумма потерь на одну тонну перекачиваемой по трубопроводу нефти за время наблюдения.

2.18. Все данные экспериментов и характеристика резервуара (размеры, тип дыхательной арматуры, место в технологическом цикле и т.д.) оформляются в журнале наблюдений.

2.19. Относительная среднеквадратичная погрешность определения потерь нефти по формуле (1) равна, %:

2.20. Относительная среднеквадратичная погрешность определения величины потерь нефти при 10 заполнениях резервуара зависит от применяемых измерительных средств и находится в пределах 6 - 15% масс.