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

5. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ

ПО ИЗМЕНЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

5.3. Давление насыщенных паров нефти (ДНП) определяется по ГОСТ 1756, метод Б. Метод позволяет герметично загружать пробу испытываемой нефти в топливную камеру аппарата, снабженную для этих целей двумя кранами. Таким образом избавляются от неучтенной погрешности в определении давления насыщенных паров, которая возникает при негерметичной загрузке камеры. Кроме того, установлено, что метод по ГОСТ 1756 содержит линейно изменяющуюся систематическую ошибку. Исправленное значение ДНП может быть оценено по формуле:

где:

P - измеренное по ГОСТ 1756-52 значение ДНП, МПа.

5.4. Давление насыщенных паров нефти до и после источника потерь, а также эмпирический коэффициент в формуле потерь (см. п. 5.1) являются случайными величинами, зависящими от углеводородного состава нефти (даже на одном месторождении нефть, добываемая из разных скважин, неодинаковая по составу, особенно когда месторождение многопластовое); температуры нагрева ее на установках подготовки (отклонения от установленного режима в какой-то степени всегда имеются); условий сепарации на КСУ; метастабильности нефти (пересыщенности легкими углеводородами); от конвективных течений в технологических и товарных резервуарах, которые в свою очередь зависят от метеоусловий, и пр. Упомянутые случайные величины характеризуются нормальным законом распределения. Массовая доля потерь нефти от испарения есть функция случайных величин, поэтому она сама является случайной величиной и закон ее распределения тоже нормальный, так как определяется законами распределения случайных величин-аргументов.

5.6. Точность, с которой определяется характеристика случайной величины - математическое ожидание, зависит от количества наблюдений случайной величины. Установлено, что при десяти независимых определениях потерь нефти среднеквадратичное отклонение составляет не более 10% относительных (см. п. 5.10.8).

Соотношение между повышением точности и количеством наблюдений случайной величины для нормального распределения выражается формулой

Соотношение показывает, если требуется увеличить точность определения потерь, например, в два раза, то количество выборок нужно иметь 4, т.е. 40 наблюдений потерь, что весьма трудоемко и с практической точки зрения не всегда разумно.

5.7.1. В течение определенного периода года (осенне-зимнего или весенне-летнего) предпочтительно через равные промежутки времени производить отбор 10 проб нефти до и 10 проб нефти после источника потерь. Пробы до источника потерь отбираются в пробоотборники емкостью 4 куб. дм, после источника - 2 куб. дм. Временной интервал между отборами пробы нефти до источника и соответствующей ей пробы после источника должен быть по возможности сокращен.

5.7.2. Определяют без разгазирования величину давления насыщенных паров отобранных проб нефти. При этом топливную камеру бомбы предварительно заполняют насыщенным водным раствором NaCl, а затем по схеме (рис. 3) герметично перепускают в нее пробу нефти, вытесняя рассол.

5.7.3. Остаток пробы нефти, отобранной до источника потерь, переводят из пробоотборника в установку (рис. 4) для разгазирования при фиксированной комнатной температуре и атмосферном давлении.

5.7.5. Взвешивают поочередно четыре пустых стакана с поршнями (рис. 5), предназначенных для испарения нефти.

5.7.6. По схеме (рис. 6) герметично переводят разгазированную нефть по 250 мл в каждый стакан, поднимая при этом поршни вверх. После снятия резинового шланга проходной канал в поршне закрывают пробкой. Заполненные стаканы вместе с поршнями поочередно взвешивают на весах.

5.7.8. Осторожно удаляют поршни из стаканов, предварительно открыв проходной канал. При этом следят, чтобы капли нефти с поверхности поршня падали в стакан. Поршень с находящейся в нем пробкой подвешивают над стаканом с помощью штатива. Маловязкие нефти испаряют при комнатной температуре, а высоковязкие при температурах выше температуры начала кристаллизации парафина. Периодически взвешивая испаряющиеся образцы нефти, доводят массовую долю потерь от исходной (неразгазированной) нефти: до 0,005 - в первом стакане; до 0,01 - во втором; до 0,015 - в третьем и до 0,02 - в четвертом. Массовую долю потерь от исходной нефти рассчитывают по формуле:

5.7.9. Определяют ДНП проб нефти после испарения из них указанных в п. 5.7.8 массовых долей. Для этого с помощью поршней из стаканов герметично перепускают нефть в топливную камеру бомбы, предварительно заполнив ее рассолом NaCl.

5.8. Рассчитывают среднеарифметическое значение ДНП десяти неразгазированных проб нефти, отобранных после источника потерь. В соответствии с п. 5.2, используя логарифм среднеарифметического значения ДНП, определяют величину потерь нефти за рассматриваемый период года, масс. доли.

5.9. Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь по данному методу выражается формулой

5.10. Пример расчета технологических потерь нефти по изменению давления насыщенных паров.

5.10.1. Определить величину технологических потерь нефти от испарения из товарно-технологических резервуаров РВС-10000 при подготовке и перекачке нефти за весенне-летний период.

Нефть после установки подготовки и КСУ (давление сепарации 0,105 МПа) с содержанием воды до 1% поступает в резервуары N 1, N 3, а из них через стояки в резервуар N 4. В резервуарах нефть отстаивается от воды при температуре 30 - 33 °C до концентрации 0,2% масс. Из резервуара N 4 нефть периодически откачивается в магистральный нефтепровод. Уровень нефти в резервуаре колеблется в пределах 5 - 10,6 м.

5.10.3. Определялись без предварительного разгазирования давления насыщенных паров всех проб нефти по ГОСТ 1756, метод Б, с герметичной загрузкой топливной камеры, при температуре 37,8 °C. Результаты определения с поправкой (12) приводятся в табл. 3.

5.10.4. Затем разгазировались при атмосферном давлении и комнатной температуре пробы нефти, отобранные до технологических резервуаров. Фиксировались массовые доли потерь нефти от разгазирования. Разгазированная нефть каждой пробы герметично переводилась по 250 мл в четыре стакана для испарения, в которых доводили массовую долю потерь (с учетом потерь от разгазирования) соответственно до уровней 0,005; 0,01; 0,015; 0,02. Затем определяли ДНП проб нефти из стаканов по ГОСТ 1756, метод Б, при температуре 37,8 °C. Результаты определения с поправкой (12) приведены в табл. 3.

5.10.5. По формуле (11) рассчитываем значения коэффициента а для каждого уровня испарения каждой пробы нефти. Результаты расчетов занесены в ту же таблицу.