Главная
Документы
Таблица 6. Краткая характеристика методов определения потерь нефти от испарения

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 6. Краткая характеристика методов определения потерь нефти от испарения

Таблица 6

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ

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

│ Наименование │Относительная│ Трудоемкость │ Область применения │

│ метода │среднеквадра-│ │ │

│ │тичная │ │ │

│ │погрешность │ │ │

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

│ 1 │ 2 │ 3 │ 4 │

│1. Измерение │6 - 15 │Требуется проведение│При заполнении герметизи-│

│объема паровоз-│ │экспериментальных │рованных резервуаров │

│душной смеси, │ │работ на действующих│емкостью не более 2000 │

│вытесняемой из │ │резервуарах │куб. м, если применяются │

│резервуара │ │ │счетчики │

│2. Измерение │9 - 15 │Требуется проведение│При заполнении-опорожне- │

│концентрации │ │экспериментальных │нии герметизированных │

│углеводородных │ │работ на действующих│резервуаров при хранении │

│паров, вытесня-│ │резервуарах │нефти в них │

│емых из резер- │ │ │ │

│вуаров │ │ │ │

│3. По изменению│20 - 30 │Лабораторные работы,│При ожидании больших ве- │

│углеводородного│ │анализ химического │личин потерь из единично-│

│состава нефти в│ │состава нефти и газа│го источника (например, │

│пробах, отоб- │ │ │при вентиляции газового │

│ранных до и │ │ │пространства резервуаров │

│после резервуа-│ │ │через неплотности или │

│ров │ │ │прокорродированные участ-│

│ │ │ │ки кровли) или из нес- │

│ │ │ │кольких источников одно- │

│ │ │ │временно │

│4. По изменению│10 - 20 │Лабораторные работы,│Для герметичных и негер- │

│давления насы- │ │анализы химического │метичных резервуаров при │

│щенных паров │ │состава нефтяного │заполнении, опорожнении, │

│нефти в пробах,│ │газа, построение │отстое, из нескольких ис-│

│отобранных до и│ │эталонных зависимос-│точников одновременно │

│после резервуа-│ │тей ДНП │ │

│ров │ │ │ │

│5. Расчетно- │10 - 15 │Аналитические расче-│При заполнении - опорож- │

│эксперименталь-│ │ты, минимум аналити-│нении герметичных и не- │

│ный метод с ис-│ │ческих лабораторных │герметичных резервуаров, │

│пользованием │ │работ - анализы хи- │отстое нефти в них, из │

│констант равно-│ │мического состава │нескольких источников │

│весия │ │проб нефти, отобран-│одновременно │

│ │ │ных до резервуаров, │ │

│ │ │определение ДНП │ │

│ │ │нефти после резерву-│ │

│ │ │аров по ГОСТ 1756, │ │

│ │ │метод Б │ │

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

11.3. Сбор исходных данных для определения величины потерь из источников по выборным методам.

11.3.1. Перечень параметров, данные по которым получают от промысловых служб, определяется формулами, на которых основан выбранный метод. Например, потери нефти со сточными водами рассчитываются по формуле (17), в которую входят промысловые параметры:

n - удельное содержание нефти в сточной воде, мг/куб. дм;

ро - плотность товарной нефти, кг/куб. м;

m - среднесуточная добыча нефти на месторождении, т/сут.;

V - среднесуточный расход пресной воды на подготовку нефти,

куб. м/сут. (все эти данные можно получить в службе подготовки

нефти);

W - средневзвешенная обводненность добываемой нефти на

месторождении, % об. (сведения по этому параметру можно получить в

геологической службе).

11.3.2. Остальные исходные данные: концентрация углеводородов, температура в газовом пространстве резервуаров, углеводородные составы нефти и газа, давление насыщенных паров нефти и другие определяются экспериментально. При планировании экспериментов исходят из того, что потери нефти от испарения есть случайная величина, зависящая от сезонного колебания температуры воздуха и других случайных факторов (см. п. п. 5.4, 5.5, 5.6). Для обеспечения относительной среднеквадратичной погрешности в определении годовых потерь нефти от испарения на уровне 15 - 20% (что достаточно как для целей нормирования, так и для определения эффективности средств сокращения потерь) принято определять потери нефти в два периода года: весенне-летний и осенне-зимний с количеством определений в каждом периоде не менее десяти, т.е. две выборки случайной величины по десять наблюдений в каждой.

Если по каким-либо причинам погрешность конечного результата представляется большой, то необходимо увеличить число выборок в соответствии с формулой (13).

11.4. Величина потерь нефти от испарения за год определяется как сумма потерь за весенне-летний и осенне-зимний периоды.