6. Расчетно-экспериментальный метод определения потерь нефти от испарения из резервуарных парков промыслов и магистральных нефтепроводов

P - P

р п.воды

P = -------------------------------------, (15)

s P - P М

-4 р п.воды 0н n

1 + 1,202 x 10 ------------ ---- -

T ро е'

с 0н

где:

P - давление насыщенных паров нефти, тождественно равное

s

парциальному давлению углеводородов в газовом пространстве

резервуара в равновесном процессе, Па;

P - давление в газовом пространстве резервуара, Па;

р

P - давление насыщенных паров воды при температуре в

п.воды

резервуаре, Па;

T - температура в резервуаре, К;

с

М - молекулярная масса исходной нефти;

0н

ро - плотность исходной нефти при температуре T , кг/куб. м;

0н с

n = V / V

а 0

- отношение объема воздуха V к объему поступившей в резервуар

а

нефти V в равновесном процессе;

0

е' - мольная доля потерь нефти в неравновесном процессе,

тождественно равная потерям в равновесном процессе.

6.2.1. Углеводородный состав исходной нефти - X , % масс (от

0i

C до C ), по ГОСТ 13379.

1 6+в

6.2.2. Молекулярная масса исходной нефти - М .

0н

6.2.3. Плотность исходной нефти при температуре 293 К - ро ,

0н

кг/куб. м.

6.2.4. Температура нефти в резервуаре - T , К.

с

6.2.5. Молекулярная масса компонентов - М :

0i

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

│ Компоненты │C H │C H │C H │iC H │nC H │iC H │nC H │C H │

│ │ 1 4 │ 2 6 │ 3 8 │ 4 10│ 4 10│ 1 12│ 5 12│ 6 14│

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

│М │16 │30 │44 │58 │58 │72 │72 │86 │

│ 0i │ │ │ │ │ │ │ │ │

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

6.2.6. Давление насыщенных паров товарной нефти после

резервуаров в пункте сдачи по ГОСТ 1756 (выписки из журналов

лабораторий или по замерам исследователей) - P', Па.

s

6.3.1. Определяется молярная концентрация (в долях единицы)

каждого компонента (по C включительно) в нефти по формуле:

5

X = М X / М x 100.

0i' 0н 0i' 0i'

6.3.2. Определяется молярная концентрация (в долях единицы) в

нефти компонента C по формуле:

6+в

5

X = 1 - SUM x .

06' i=1 0i

6.3.3. Давление в системе P , Па:

с

P = P - P ,

с р п.воды

где:

T - 273

с

lg P = 2,747 + -----------.

п.воды 0,143Т - 5

с

6.3.4. Давление насыщенных паров товарной нефти при нулевом

соотношении фаз и температуре T :

с

P = 1,7 x 1,11 x Р'.

s s

6.3.5. Пересчет давления насыщенных паров на другие

температуры выполняется по формуле:

-0,025(t - t)

1

P = P е .

st st1

6.3.6. Рассчитываются константы фазового равновесия

индивидуальных компонентов нефти К при давлении в системе P и

i с

температуре T в резервуаре:

с

b T

i с

lg К = а + ------- - m lg P .

i i с + T i с

i с

Коэффициенты а , b , с , m для каждого компонента принимаются

i i i i

из табл. 4.