4. Метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава

сигма = 1 - C' / C", (5)

где:

сигма - величина потерь нефти (от исходной нефти, доли

массовые);

C' - концентрация "остатка", т.е. того, что остается в

обезвоженной пробе нефти, отобранной до резервуара, после

испарения из нее углеводородов не менее чем до C включительно,

6

доли массовые;

C" - концентрация "остатка" в пробе нефти, отобранной после

резервуара, доли массовые.

6 6

C' = 1 - SUM C', C" = 1 - SUM C", (6)

i=1 i i=1 i

где:

6 6

SUM C' и SUM C" - соответственно суммарные концентрации

i=1 i i=1 i

углеводородов в пробах нефтей, отобранных до и после резервуара.

4.3. Углеводородный состав нефти (C ) определяют

i

хроматографическим методом по ГОСТ 13379. Перед загрузкой в

хроматограф нефть обезвоживают карбидом кальция.

_

C + ГАММА ро Y V

i i i ГАММА

C = -----------------; ГАММА = ------,

i 1 + ГАММА ро G

0 рн

где:

_

C - массовая концентрация i-го углеводорода в разгазированной

i

нефти, массовые доли;

ро , Y - плотность и концентрация i-го углеводорода в газе,

i i

выделившемся из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 °C;

кг/куб. м и доли мольные;

ро - плотность газа при давлении 0,101 МПа и температуре

0

20 °C, кг/куб. м;

ГАММА - остаточный газовый фактор, куб. м/кг;

V - объем газа, выделившегося из нефти при давлении 0,101

ГАММА

МПа и температуре 20 °C, куб. м;

G - масса пробы исследуемой разгазированной нефти, кг.

рн

n _

SUM C' + ГАММА' ро'

n i=1 i 0

SUM C' = -------------------;

i=1 i 1 + ГАММА' ро'

0

(7)

n

SUM C" + ГАММА" ро"

n i=1 i 0

SUM C" = -------------------.

i=1 i 1 + ГАММА" ро"

4.7. В метеорологии ошибки измерений (прямых и косвенных)

принято оценивать среднеквадратичным отклонением, выраженным в

абсолютной или относительной форме. По ГОСТ 8.381

среднеквадратичное отклонение результата косвенных измерений

величины, являющейся функцией x = F(Y , Y , ... ,Y ), вычисляют по

1 2 m

формуле:

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

/ 2 2 2

/┌ ┐ ┌ ┐ ┌ ┐

/ │dF │ 2 │dF │ 2 │dF │ 2

S = \/ │---│ S + │---│ S + ... + │---│ S , (8)

│dy │ 1 │dy │ 2 │dy │ m

└ 1┘ └ 2┘ └ m┘

где:

S , S , ... , S - среднеквадратичные отклонения результатов

1 2 m

измерений величин Y , Y , ... , Y .

1 2 m

Применительно к рассматриваемому методу среднеквадратичная

абсолютная ошибка в определении потерь равна

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

/ 2 2

ДЕЛЬТА сигма = (1 - сигма) \/дельта + дельта , (9)

C' C"

где:

дельта , и дельта - среднеквадратичные относительные ошибки

C' C"

в определении концентрации "остатков" в пробах нефти, отобранных

до и после резервуара.

Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь

выражается формулой

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

1 - сигма / 2 2

эпсилон = --------- \/дельта + дельта x 100%. (10)

сигма C' C"

4.9.1. Определить величину технологических потерь нефти по

изменению ее углеводородного состава до и после резервуара, если

давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа, газовый фактор

-3

до источника потерь составляет 3 x 10 куб. м/кг, после источника

потерь равен нулю, плотность нефтяного газа ро' = 1,467 кг/куб. м.

0

Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара

представлены в табл. 2.