Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации

1.1. Подтехнологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение еемассы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств,воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемыхтехнологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятийпри сборе, подготовке, транспортировки и хранении нефти.

1.2. Технологическиепотери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике.

1.3. Нормативныетехнологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, атакже при установлении платежей за пользование недрами.

1.4. Фактическиетехнологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяютсяпо источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи,сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдениятехнологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживаниюоборудования, аппаратов и сооружений.

1.5. Нефтепромысловыеобъекты: эксплуатационные скважины (кусты скважин или отдельно расположенныескважины), замерные установки, дожимные насосные станции, центральные пунктысбора нефти и газа, резервуарные парки и пр.

1.6.Источники технологических потерь нефти

1.6.1. При добыче исборе: фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматурыи полированного штока штанг на устье скважин и замерных установках;сепарационные узлы нефти и газа всех ступеней, если жидкость изконденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не утилизируется напредприятиях нефтяных или иных компаний, фланцевые соединения, сальниковыеуплотнения открытой запорной арматуры на ДНС, резервуары и отстойники дляпредварительного сбора дренажных вод; емкости для сбора утечек из сальниковыхуплотнений центробежных насосов и др.

1.6.2. При подготовке:технологические резервуары; отстойники или резервуары для очистки и подготовкисточных вод; сепараторы концевых ступеней сепарации нефти, если газ из нихсбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из конденсатосборников, идр.

1.6.3. Притранспортировке и хранении на промыслах: резервуары товарной нефти, дренажныеемкости для сбора утечек нефти из сальниковых уплотнений насосов и др.

1.6.4. Притранспортировке по магистральным нефтепроводам: резервуары на головных НПС,дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковыхуплотнений подпорных и магистральных насосов, установки для очистки сточных води др.

1.7.Технологические потери нефти условно классифицируются по видам: от испарения,от уноса капельной нефти газом, от уноса остаточной нефти пластовыми дренажнымиводами, от утечек нефти через уплотнения оборудования (см. табл. 1).

Таблица1

Видытехнологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах

Нефтепромысловыеобъекты и источники потерь нефти

Испарение нефти

Унос капельной нефти газом

Унос остаточной нефти сточными водами

Утечка нефти через уплотнения

1

2

3

4

5

Эксплуатационные скважины

Фланцевыесоединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры и полированногоштока штанг на устье скважин

—

—

—

+

Установка замера продукции скважин

Фланцевыесоединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры

—

—

—

+

Сепарационные узлы и дожимные насосные станции

Установкипредварительного отбора газа, нефтегазовые и газовые сепараторы, еслижидкость из конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий неутилизируется на предприятиях нефтяных или иных компаний

—

+

—

—

Резервуары иустановки для предварительного сбора дренажных вод

—

—

+

—

Емкости длясбора утечек из сальниковых и торцевых уплотнений центробежных насосов

—

—

—

+

Фланцевыесоединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры

—

—

—

+

Центральный пункт сбора нефти и газа

Технологическиеи товарные резервуары

+

—

—

—

Сепараторыконцевых ступеней сепарации, если газ из них сбрасывается на факел, ажидкость не утилизируется из конденсатосборников

—

+

—

—

Отстойникиили резервуары для очистки и подготовки сточных вод

—

—

+

—

Дренажныеемкости для сбора утечек нефти из сальниковых и торцевых уплотнений насосов

—

—

—

+

Фланцевыесоединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры

—

—

—

+

1.8.Выделившийся в резервуарах из нефти углеводородный газ относится ктехнологическим потерям нефти от испарения, если абсолютное давление всепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа. При давлениях сепарации более 0,105 МПапотери из резервуаров подлежат дифференциации: на потери нефтяного газа и потеринефти от испарения. Последние определяются по разнице между общей величинойпотерь из резервуара и величиной потерь нефтяного газа, установленной повеличине газового фактора пробы нефти, отобранной до резервуара иразгазированной до давления 0,105 МПа при температуре сепарации нефти.

1.9.Потери нефти, вызванные нарушением правил технической эксплуатации аппаратов,установок и оборудования, режимов технологических процессов, авариямитехнических сооружений, а также ремонтно-восстановительными работами, ктехнологическим потерям не относятся.

1.10.Определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными испециализированными научно-исследовательскими институтами, ЦНИИЛами, ЦНИПРами.

1.11.Известные методы определения потерь нефти от испарения подразделяются на прямыеи косвенные.

1.12.К прямым методам относятся методы непосредственного измерения или расчетаобъема (массы) паров углеводородов, вытесняемых из емкости в процессесливоналивных операций или хранения нефти. Достоинством прямых методов являетсядостаточно хорошая точность измерений, а недостатком — трудоемкость проведенияизмерений в промышленных условиях на действующих установках, резервуарах.

1.13.К косвенным относятся методы определения величины потерь по изменению физико-химическихсвойств нефти:

а)концентрации остатка, т.е. того, что остается в пробе нефти после испарения изнее углеводородов до С6 включительно;

б)давления насыщенных паров;

в)углеводородного состава (метод расчета потерь по константам равновесия) в пробах,отобранных до и после резервуара.

Преимуществокосвенных методов заключается в том, что определение потерь производится наоснове анализов проб, проводимых в лабораторных условиях; возможна оценкапотерь по нескольким последовательным источникам или целому технологическомупроцессу одновременно. Недостатком косвенных методов является сравнительноменьшая точность.

2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЕМ ОБЪЕМА ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ, ВЫТЕСНЯЕМОЙ ИЗРЕЗЕРВУАРА

2.1.Потери углеводородов рассчитываются по формуле

G = VСr,                                                                  (1)

где G — потериуглеводородов, кг;

V — объемпаровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени,приведенный к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, м3;

С- концентрация углеводородов в выходящей из резервуарапаровоздушной смеси, доли единицы;

r- средняя плотность вытесняемых из резервуаров углеводородных паров,приведенных к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, кг/м3.

2.2.Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационнымигазовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемойпроизводительности (приложения А — В); нормальными диафрагмами,смонтированными на резервуарах в соответствии с РД 50-213-80; анемометрами (п. 4). Вхолодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторахоседает иней, затрудняющий вращение последних.

2.3.Концентрация углеводородов определяется не менее 8 раз за время заполнениярезервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах КГА1-1 (ОСТ25.1256) или хроматографах. Во избежание искажения результатов анализоввследствие конденсации углеводородов температура подаваемых на анализ пробдолжна быть не ниже, чем температура паров, выходящих из резервуара.

2.4.Средняя плотность углеводородистых паров нефти определяется по результатамхроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ14920.

Приотсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитатьпо формуле

                                                            (2)

где Мп= 0,0043(212 + tнк)1,7- средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси,кг/моль;

tнк- температура начала разгонки нефти, °С.

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

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

2.7.Перечень основного оборудования, приборов и материалов для определения потерьпо рассматриваемому методу приведен в приложении А. Конструкция газовогопробоотборника, 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 представленана рис. 1.Швы на жестяной трубе, соединяющей световой люк со счетчиком, должныгерметизироваться пайкой. В трубу впаиваются термометрический карман 7 ипробоотборный штуцер 8.

2.9. В начале и конце заполнения резервуаранефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра),уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температуравоздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографическийанализ. Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть изэтих установок поступает в резервуар.

2.10. В промежуточные моменты времени ежечасноизмеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрацииуглеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).

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

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

Рис.1. Схема установки счетчика типа РГ на резервуаре:

1 — резервуар; 2- счетчик типа РГ; 3 — манометр; 4 — труба жестяная; 5- патрубок входной; 6 — постамент; 7 — карман термометрический; 8- штуцер для отбора проб паровоздушной смеси; 9 — пробоотборник; 10- люк световой; 11 — измеритель уровня; 12 — арматурадыхательная

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

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

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

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

2.17.Величина потерь углеводородов за каждый период нарастания показаний счетчикарассчитывается по формуле (1). Потери за время наблюдения определяются каксумма потерь на одну тонну перекачиваемой по трубопроводу нефти за времянаблюдения.

2.18.Все данные экспериментов и характеристика резервуара (размеры, тип дыхательнойарматуры, место в технологическом цикле и т.д.) оформляются в журналенаблюдений.

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

                                              (3)

где DG — среднеквадратичное отклонениерезультатов п определений величины потерь от среднего значения;

 -среднеарифметическое значение результатов п определений величины потерь;

здесьп — количество заполнений резервуара от нижнего до верхнего уровня;

 -относительная среднеквадратичная погрешность результатов п измеренийобъема паровоздушной смеси, выходящей из резервуара;

здесьS2*- выборочная дисперсия по nизмерениям объема паровоздушной смеси, выходящей из резервуара;

 -среднеарифметическое значение объема паровоздушной смеси по пизмерениям.

* — для п наблюдаемыхзначений x1, х2,…, хn случайнойвеличины х выборочную дисперсию принято определять выражением

где  -среднеарифметическое значение случайной величины х.

Величиназависит от выбранногоспособа измерения объема выходящей из резервуара ПВС (приложения Б, В, Г);

 -относительная среднеквадратичная погрешность результатовопределений концентрации углеводородов в паровоздушной смеси при n заполнениях резервуаров, %;

здесь- выборочнаядисперсия концентрации углеводородов в ПВС при п заполненияхрезервуаров;

 -среднеарифметическое значение концентрации углеводородов вПВС при п заполнениях резервуаров, %;

 -относительная среднеквадратичная погрешность результатов определений плотностиуглеводородных паров в выходящей из резервуара ПВС при п заполненияхрезервуара;

здесьSr — выборочнаядисперсия плотности углеводородных паров при п заполнениях резервуара;

 -среднеарифметическое значение плотности углеводородных паров при п заполненияхрезервуаров.

2.20.Относительная среднеквадратичная погрешность определения величины потерь нефтипри 10 заполнениях резервуара зависит от применяемых измерительных средств инаходится в пределах 6 — 15 % масс.

3. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО КОНЦЕНТРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПАРОВ, ВЫТЕСНЯЕМЫХ ИЗРЕЗЕРВУАРОВ

3.1.Потери углеводородов за одно наполнение резервуара рассчитываются по формуле

где  — массауглеводородов, теряемая из резервуара за промежуток времени (i, i + 1), кг;

п- число промежутков времени;

Vi, Vi+1- объемы газового пространства резервуара в моменты времени (i, i + 1), м3;

Ci, Ci+1- объемная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара вмоменты времени (i,i+ 1), МПа, К;

T0,P0- температура и давление при нормальных условиях, К, МПа;

 -средняя плотность теряемых углеводородных паров при нормальных условиях, кг/м3;

 -средняя объемная концентрация углеводородов в паровоздушной смеси, вытесняемойв атмосферу из резервуара за промежуток времени (i, i + 1), доли единицы.

Концентрацияуглеводородов в газовом пространстве резервуара в момент времени i определяется по формуле

где , ,  — объемнаяконцентрация углеводородов в верхней, средней и нижней точках газовогопространства резервуара, доли единицы.

3.2.Если за весь период заполнения резервуара среднее значение концентрации углеводородовв выходящей паровоздушной смеси превышает 0,4, определение потерь можетпроизводиться по формуле

                            (4)

где Сср= (1/8)(С0 + 3С1 + 3С2 + С3)- средняя объемная концентрация углеводородов в выходящей паровоздушной смесиза весь период заполнения, доли единицы;

здесь С0,С1, С2, С3 — объемнаяконцентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси вначале наполнения, в двух промежуточных точках и в конце наполнения, долиединицы;

Сн,Ск, Тн, Тк -объемная концентрация углеводородов и температура в газовом пространстверезервуара в начале и конце заполнения, доли единицы, К;

Vн,Vк,Рн, Рк — объем газового пространстварезервуара и давление в нем в начале и конце заполнения, м3, МПа;

r0- средняя плотность паров углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весьпериод заполнения, кг/м3.

3.3.Относительную среднеквадратичную погрешность определения величины потерь нефтипри п заполнениях резервуара принято рассчитывать по формуле

где  = Gk/ mk- удельная величина потерь нефти при k-м заполнении резервуара, кг/т;

здесь Gk — потери нефти отиспарения при k-мзаполнении резервуара, т;

тk — массапоступившей нефти в резервуар за время наполнения, т;

 -среднеарифметическое значение удельной величины потерь нефти при п заполнениях.

3.4. Относительнаясреднеквадратичная погрешность определения величины потерь нефти при 10заполнениях резервуара находится в пределах 9 — 15 % в зависимости от величиныпотерь.

3.5.Порядок проведения измерений

3.5.1. В журналнаблюдений вносят:

дату проведенияиспытаний;

номер резервуара;

тип резервуара (РВС,ЖБР);

полный объем резервуара(с учетом объема под кровлей), м3;

высоту резервуара, м;

диаметр резервуара, м;

типоразмеры дыхательныхклапанов и их количество, шт.;

режим испытаний(заполнение — опорожнение, подключенный);

наименование нефти;

дата и продолжительностьпредыдущей выкачки нефти из резервуара;

время простоя резервуарас остатком, ч.

3.5.2. Определяется начальныйуровень нефти в резервуаре (Нн) по уровнемеру или замеряетсярулеткой с лотом по ГОСТ 7502.

Отбираются пробыпаровоздушной смеси в трех точках: над уровнем нефти — 1 проба, в серединегазового пространства — 2 пробы, под кровлей резервуара — 1 проба. Отбор пробпроизводится по методике, изложенной в разделе 10. Схема расположения точекотбора проб и замера температуры газового пространства и нефти представлена нарис. 2.Пробы паровоздушной смеси доставляются в лабораторию, где анализируются наобъемное содержание углеводородов с помощью газоанализатора КГА1-1 (см. раздел 10), аодна из средних проб анализируется на углеводородный состав на хроматографе дляопределения плотности углеводородных паров.

Измеряются максимальнымтермометром или с помощью хромелькопелевых термопар (приложение А)температура газового пространства резервуара в трех точках (см. рис. 2),температура нефти на глубине 0,05 м от поверхности. Температура воздуха измеряетсятермометром метеорологическим (ГОСТ 112).Измеряется атмосферное давление барометром-анероидом.

Рис.2. Схема расположения точек отбора пробпаровоздушной смеси и замера температуры газового пространства:

1, 2, 3, 4 — точкиизмерения температуры; 1, 2, 3 — точки отбора проб паровоздушной смеси

3.5.3.Начинают наполнение резервуара. Фиксируется время начала закачки нефти.

3.5.4.При уровне взлива Н1 = Нн + (Нк — Нн)/ 3 производят первые промежуточные измерения и отборы проб в соответствии с п.3.4.2. Фиксируется время достижения уровня Н1.Конечный уровень заполнения резервуара нефтью — Нк.

3.5.5.При уровне взлива Н2 = Нн + {(Нк — Нн)2}/3производят вторые промежуточные измерения и отборы проб в соответствии с п.3.4.2. Фиксируется время достижения уровня, Н2.

3.5.6.В конце заполнения резервуара (за 10 — 20 мин до конечного уровня взлива Нк)производят измерения температур и атмосферного давления, отборы проб всоответствии с п. 3.4.2. Фиксируется время достижения уровня.

3.5.7.Из подводящего трубопровода в процессе наполнения резервуара в любое времяотбирается проба нефти для последующегоопределения газового факторапри давлении 1,05 ата и температуре нефти, поступающей врезервуар, углеводородного и фракционного состава, плотности.

3.5.8.Определенные по формулам потери относятся к массе закачанной в резервуар нефтии выражаются в кг/т.

3.5.9.В журнал наблюдений заносят данные экспериментов:

уровнинефти в резервуаре (начальный, первый промежуточный, второй промежуточный,конечный);

времядостижения каждого уровня;

объемынефти в резервуаре, соответствующие каждому уровню, м3;

концентрацияуглеводородов в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню, % об.(над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли);

сведенияоб отборе проб паровоздушной смеси на анализ углеводородного состава;

температурав газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню нефти (над уровнемнефти, в середине газового пространства, у кровли), °С;

температуранефти на глубине 0,05 м от поверхности, °С;

температураокружающего воздуха, °С;

атмосферноедавление, кПа;

сведенияоб отборе проб нефти;

выпискаиз вахтового журнала — плотность нефти при температуре перекачки, кг/м3.

3.5.10.Организация и проведение исследований оформляется актом, составленным совместнос представителями предприятий.

4. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯПО ИЗМЕНЕНИЮ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА

4.1.Величина потерь нефти испарения определяется по формуле

                                                             (5)

где s- величина потерь нефти (от исходной нефти, доли массовые);

 -концентрация «остатка», т.е. того, что остается в обезвоженной пробе нефти,отобранной до резервуара, после испарения из нее углеводородов не менее чем доС6 включительно, доли массовые;

 -концентрация «остатка» в пробе нефти, отобранной после резервуара, долимассовые.

4.2.Концентрации  и  определяетсяпо формуле

,                                                (6)

где  и  — соответственносуммарные концентрации углеводородов в пробах нефтей, отобранных до и послерезервуара.

4.3.Углеводородный состав нефти (Сi) определяютхроматографическим методом по ГОСТ13379. Перед загрузкой в хроматограф нефть обезвоживают карбидом кальция.

4.4.При анализе газосодержащих нефтей вследствие отсутствия надежных способов вводав испаритель хроматографа проб нефтей с давлением насыщенных паров вышеатмосферного анализы ведут поэтапно: разгазируют газосодержащую нефть,раздельно анализируют пробы отделившегося от нефти газа и разгазированнойнефти.

4.5.Концентрации индивидуальных углеводородов в исходной нефти рассчитывают поформуле

;

где  — массоваяконцентрация i-гоуглеводорода в разгазированной нефти, массовые доли;

ri, Yi — плотностьи концентрация i-гоуглеводорода в газе, выделившемся из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре20 °С; кг/м3 и доли мольные;

r0- плотность газа при давлении 0,101 МПа и температуре 20 °С, кг/м3;

Г- остаточный газовый фактор, м3/кг;

Vг- объем газа, выделившегося из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 °С,м3;

Gрн- масса пробы исследуемой разгазированной нефти, кг.

4.6. Суммарноесодержание легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после источникапотерь, вычисляются по формулам:

;                                     (7)

4.7.В метеорологии ошибки измерений (прямых и косвенных) принято оцениватьсреднеквадратичным отклонением, выраженным в абсолютной или относительнойформе. По ГОСТ8.381среднеквадратичное отклонение результата косвенных измерений величины,являющейся функцией х = F(Y1, Y2, …, Yт), вычисляютпо формуле

                                    (8)

где S1, S2, …, Sm — среднеквадратичные отклонения результатов измерений величин Y1, Y2, …, Yт.

Применительно крассматриваемому методу среднеквадратичная абсолютная ошибка в определениипотерь равна

                                                  (9)

где δС’ и δС»- среднеквадратичные относительные ошибки в определении концентрации «остатков»в пробах нефти, отобранных до и после резервуара.

Среднеквадратичнаяотносительная ошибка в определении потерь выражается формулой

                                              (10)

4.8. Метод применим,если разница в концентрациях остатков в пробах нефти, отобранных до и послеисточника потерь, больше допустимых расхождений между параллельнымиопределениями концентрации на хроматографе по ГОСТ13379, ГОСТ 14920.

4.9. Пример расчетатехнологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава

4.9.1. Определитьвеличину технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного составадо и после резервуара, если давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа,газовый фактор до источника потерь составляет 3×10-3м3/кг, после источника потерь равен нулю, плотность нефтяного газаρ’0 = 1,467 кг/м3. Углеводородныесоставы проб нефти до и после резервуара представлены в табл. 2.

Таблица 2

Углеводородные составыпроб нефти до и после резервуара

Компоненты

Содержание компонентов

до резервуара

после резервуара

в нефтяном газе, мольные доли

в дегазированной нефти, массовые доли

в нефти, массовые доли

Метан (СН4)

0,4090

—

—

Этан (С2Н6)

0,0855

0,0020

0,0015

Пропан (С3Н8)

0,3054

0,0102

0,0083

Изо-бутан (iС4Н10)

0,0493

0,0155

0,0082

Н-бутан (nС4Н10)

0,0935

0,0223

0,0131

Изо-пентан (iС5Н12)

0,0236

0,0152

0,0108

Н-пентан (nС5Н12)

0,0186

0,0165

0,0121

Гексан (С6Н14)

0,0151

0,0163

0,0159

Остаток (С7+ высш)

—

0,9020

0,9301

Итого:

1,0000

1,0000

1,0000

4.9.2.Определяем суммарные концентрации легких углеводородов в пробах дегазированнойнефти до и после резервуара.

 = 0,0020 + 0,0102 +0,0155 + 0,0223 + 0,0152 + 0,0165 + 0,0163 = 0,0980 масс. доли.

 = 0,0015 + 0,0083 +0,0082 + 0,0131 + 0,0108 + 0,0121 + 0,0159 = 0,0699 масс. доли.

4.9.3.По формулам (7)рассчитаем концентрации легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до ипосле резервуара:

 масс. доли.

 масс. доли.

4.9.4.По формулам (6)рассчитаем концентрации «остатков»:

С’= 1 — 0,1020 = 0,8980 масс. доли,

С»= 1 — 0,0699 = 0,9301 масс. доли.

Разностьконцентраций остатков 0,0321 масс. доли больше сходимости между параллельнымиопределениями 0,0100 по ГОСТ13379, метод можно применять для расчета потерь.

4.9.5.Технологические потери нефти рассчитаем по формуле (5):

масс.

4.9.6.Относительную среднеквадратичную ошибку в определении потерь рассчитаем поформуле (10):

где 0,005 масс. доли -абсолютная ошибка в определении концентрации остатка С’ по ГОСТ13379;

0,004масс. доли — абсолютная ошибка в определении концентрации остатка С» поГОСТ13379.

5. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

5.1.Метод основан на использовании линейной зависимости массовой доли потерь легкихуглеводородов нефти (s)от натурального логарифма ее давления насыщенных паров (Рs):

                                                            (11)

где а — эмпирический коэффициент,постоянный для данной нефти;

Р0, Рs- давлениенасыщенных паров нефти до и после источника потерь, кПа, мм рт. ст.

5.2.Величина потерь нефти от испарения определяется путем наложения логарифмадавления насыщенных паров пробы нефти, отобранной после источника потерь, награфик зависимости s = f(ln Рs)или рассчитывается по формуле (11) после установлениячисленного значения коэффициента а.

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

Р’ = 1,11Р,                                                               (12)

где Р — измеренное по ГОСТ1756-52 значение ДНП, МПа.

5.4.Давление насыщенных паров нефти до и после источника потерь, а такжеэмпирический коэффициент в формуле потерь (см. п. 5.1) являются случайнымивеличинами, зависящими от углеводородного состава нефти (даже на одномместорождении нефть, добываемая из разных скважин, неодинаковая по составу,особенно когда месторождение многопластовое); температуры нагрева ее наустановках подготовки (отклонения от установленного режима в какой-то степенивсегда имеются); условий сепарации на КСУ; метастабильности нефти(пересыщенности легкими углеводородами); от конвективных течений втехнологических и товарных резервуарах, которые в свою очередь зависят отметеоусловий, и пр. Упомянутые случайные величины характеризуются нормальнымзаконом распределения. Массовая доля потерь нефти от испарения есть функцияслучайных величин, поэтому она сама является случайной величиной и закон еераспределения тоже нормальный, так как определяется законами распределенияслучайных величин-аргументов.

5.5.Величина потерь нефти от испарения за год определяется как сумма потерь завесенне-летний и осенне-зимний период. Поэтому строятся графики s= f(ln Рs)для каждого из указанных периодов.

5.6.Точность, с которой определяется характеристика случайной величины — математическоеожидание, зависит от количества наблюдений случайной величины. Установлено, чтопри десяти независимых определениях потерь нефти среднеквадратичное отклонениесоставляет не более 10 % относительных (см. п. 5.10.8).

Соотношение междуповышением точности и количеством наблюдений случайной величины для нормальногораспределения выражается формулой

                                                                (13)

где  — среднеквадратичноеотклонение от среднеарифметического значения случайной величины по однойвыборке (для 10 наблюдений в выборке);

n- количество выборок (по 10 наблюдений в каждой);

 — среднеквадратичное отклонение отматематического ожидания по всей совокупности выборок.

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

5.7.Порядок построения графика зависимости s= f(ln Рs)

5.7.1. В течениеопределенного периода года (осенне-зимнего или весенне-летнего) предпочтительночерез равные промежутки времени производить отбор 10 проб нефти до и 10 пробнефти после источника потерь. Пробы до источника потерь отбираются впробоотборники емкостью 4 дм3, после источника — 2 дм3.Временной интервал между отборами пробы нефти до источникаи соответствующей ей пробы после источника должен быть по возможности сокращен.

5.7.2.Определяют без разгазирования величину давления насыщенных паров отобранныхпроб нефти. При этом топливную камеру бомбы предварительно заполняют насыщеннымводным раствором NaCl,а затем по схеме (рис. 3) герметично перепускают в нее пробу нефти, вытесняярассол.

Рис.3. Схема герметичной загрузки нефти в топливнуюкамеру аппаратов для определения давления насыщенных паров:

1, 3, 6 — манометры; 2- пробоотборник с нефтью; 4 — пробоотборник с рассолом; 5 -топливная камера; 7 — игольчатый вентиль; 8 — кран диаметром 13мм; 9 — кран диаметром 6 мм

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

5.7.4.Определяется (через объем, концентрацию и плотность) масса выделившихсяуглеводородов (тг) и масса разгазированной нефти (тн).Отношение, заданное формулой

характеризует массовуюдолю потерь нефти от разгазирования при 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, поднимаяпри этом поршни вверх. После снятия резинового шланга проходной канал в поршнезакрывают пробкой. Заполненные стаканы вместе с поршнями поочередно взвешиваютна весах.

5.7.7.По разности весов заполненных и пустых стаканов определяют начальную массунефти (m1)в каждом стакане.

5.7.8. Осторожно удаляют поршни из стаканов,предварительно открыв проходной канал. При этом следят, чтобы капли нефти споверхности поршня падали в стакан. Поршень с находящейся в нем пробкойподвешивают над стаканом с помощью штатива. Маловязкие нефти испаряют прикомнатной температуре, а высоковязкие при температурах выше температуры началакристаллизации 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 — вчетвертом. Массовую долю потерь от исходной нефти рассчитывают по формуле

где т2- конечная масса нефти в каждом стакане.

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

Рис.4. Схема установки разгазирования нефти:

1 -пробоотборник с нефтью; 2 — пробоотборник с рассолом; 3 — линияотвода газа и нефти; 4 — манометр; 5 — термометр; 6 — вентильигольчатый; 7 — U-образныйманометр; 8 — зажим винтовой

Рис.5. Устройство для герметичного перевода пробнефти:

1 — стакан; 2- поршень; 3 — муфта разъемная; 4 — шланг резиновый; 5- механизм для плавного перемещения поршня; 6 — шпонка; 7 — винт;8 — шип; 9 — направляющая

Рис.6. Схема герметичного перевода разгазированнойнефти в стаканы для испарения

5.7.10. Производитсяграфическое построение зависимости s= f(ln Рs).Для этого рассчитывают среднеарифметическое значение ДНП десяти исходных(неразгазированных) проб нефти, отобранных до источника потерь. Логарифмсреднеарифметического значения ДНП будет начальной точкой на оси lnРs,через которую проходит прямая. Угол наклона прямой к оси lnРsопределяется коэффициентом а, численное значение которого равнотангенсу искомого угла. Численное значение коэффициента а для даннойнефти рассчитывается как среднеарифметическое его значений на уровняхиспарения, т.е. по 40 значениям.

5.8. Рассчитываютсреднеарифметическое значение ДНП десяти неразгазированных проб нефти,отобранных после источника потерь. В соответствии с п. 5.2, используя логарифмсреднеарифметического значения ДНП, определяют величину потерь нефти зарассматриваемый период года, масс. доли.

5.9. Среднеквадратичнаяотносительная ошибка в определении потерь по данному методу выражается формулой

                                      (14)

где  — среднеквадратичнаяотносительная ошибка в определении ДНП нефти до источника потерь, %;

 — среднеквадратичнаяотносительная ошибка в определении ДНП нефти после источника потерь, %;

 — среднеквадратичнаяотносительная ошибка в определении эмпирического коэффициента а, %.

5.10. Пример расчетатехнологических потерь нефти по изменению давления насыщенных паров

5.10.1. Определитьвеличину технологических потерь нефти от испарения из товарно-технологическихрезервуаров РВС-10000 при подготовке и перекачке нефти за весенне-летнийпериод.

Нефть после установкиподготовки и КСУ (давление сепарации 0,105 МПа) с содержанием воды до 1 %поступает в резервуары № 1, № 3, а из них через стояки в резервуар № 4. Врезервуарах нефть отстаивается от воды при температуре 30 — 33 °С доконцентрации 0,2 % масс. Из резервуара № 4 нефть периодически откачивается вмагистральный нефтепровод. Уровень нефти в резервуаре колеблется в пределах 5 -10,6 м.

5.10.2. Для построениязависимости s = f(lnРs)и последующего определения по ней технологических потерь нефти было отобрано в течениеиюля 1996 г. 20 проб нефти, в том числе 10 проб из трубопровода после КСУ (т.е.до технологических резервуаров № 1, № 3) и 10 проб на выкиде насосов внешнейоткачки (т.е. после резервуара № 4). Пробы отбирались по ГОСТ 2517.

5.10.3. Определялись безпредварительного разгазирования давления насыщенных паров всех проб нефти по ГОСТ1756, метод Б, с герметичной загрузкой топливной камеры, при температуре37,8 °С. Результатыопределения с поправкой (12) приводятся в табл. 3.

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

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

5.10.6. Строимграфическую зависимость s = f(lnРs),используя данные таблицы (рис. 7). По оси ординат откладываем массовую долюпотерь в масштабе 1 мм : 0,0002. По оси абсцисс откладываем логарифм давлениянасыщенных паров нефти в масштабе 1 мм : 0,01. Начальная точка графика (прямаялиния) на оси абсцисс определяется логарифмом среднеарифметического значенияДНП исходных проб нефти, отобранных до резервуарного парка, т.е. ln551 = 6,31. Угол наклона прямой к оси абсцисс определяется коэффициентом 50а,т.е. 50 × 0,0297 = 1,484, так какмасштаб по оси ординат в 50 раз крупнее масштаба по оси абсцисс:

arctg 1,484 = 56°.

Таблица3

Давлениенасыщенных паров проб нефти, отобранных до и после резервуаров, на уровняхиспарения. Значения эмпирического коэффициента

№ проб нефти

Давление насыщенных паров на уровняхиспарения, мм рт. ст.

ДНП проб нефти, отобранных после резервуаров

Значения коэффициента а на уровняхиспарения

0

0,5 %

1,0 %

1,5 %

2,0 %

№ проб

мм рт. ст.

0,5 %

1,0 %

1,5 %

2,0 %

1

540

454

385

326

275

11

465

0,0288

0,0279

0,0297

0,0296

2

552

466

397

338

287

12

459

0,0295

0,0305

0,0306

0,0306

3

546

461

391

333

281

13

461

0,0295

0,0292

0,0303

0,0301

4

550

467

394

335

284

14

462

0,0306

0,0298

0,0310

0,0303

5

553

471

398

339

287

15

461

0,0312

0,0307

0,0307

0,0305

6

549

467

394

336

284

16

460

0,0309

0,0298

0,0306

0,0303

7

548

466

393

334

283

17

449

0,0308

0,0296

0,0303

0,0303

8

556

469

401

343

289

18

469

0,0294

0,0315

0,0311

0,0306

9

562

476

406

347

295

19

452

0,0301

0,0327

0,0311

0,0310

10

554

468

401

340

287

20

456

0,0296

0,0315

0,0307

0,0304

Средние значения

551

467

396

337

285

 

459

0,0297

Масштаб по осиординат 1 мм : 0,0002

Масштаб по осиабсцисс 1 мм : 0,01

Рис.7. Зависимость массовой доли потерь легкихуглеводородов повховской нефти из товарно-технологических резервуаров (б)от натурального логарифма давления ее насыщенных паров (Рs, мм рт. ст.)

5.10.7. Рассчитываянатуральный логарифм среднего значения ДНП проб нефти, отобранных послерезервуаров: ln 459 = 6,129 и откладывая это число на оси абсцисс, находимпо графику массовую долю потерь от испарения нефти из товарно-технологическихрезервуаров в весенне-летний период — 0,0054 или 0,54 % масс.

5.10.8.Среднеквадратичную относительную ошибку в определении потерь рассчитаем поформуле (14) в соответствии с п. 4.7, используя данныетаблицы:

где Р0= 551 мм рт. ст. — среднее значение ДНП нефти до товарно-технологическихрезервуаров;

Рs = 459мм рт. ст. — среднее значение ДНП нефти после товарно-технологическихрезервуаров;

здесь  — дисперсия случайнойвеличины — давления насыщенных паров проб нефти, отобранных до резервуаров;

 — значения ДНП на уровне испарения 0 (табл. 3);

n= 10 — количество значений ДНП на уровне испарения 0.

здесь  — дисперсия случайнойвеличины — ДНП проб нефти, отобранных после резервуаров;

 -значения ДНП для проб нефти, отобранных после резервуаров.

здесь  — дисперсияэмпирического коэффициента;

аi — значенияэмпирического коэффициента на уровнях испарения (табл. 3);

40- количество значений коэффициента.

Доверительнаявероятность нахождения массовой доли потерь от испарения нефти изтоварно-технологических резервуаров в весенне-летний период в границах 0,0054 ±10 % определяется табулированным интегралом Лапласа:

где и = (s- m) / s,

здесь s- массовая доля потерь;

m= 0,0054 — математическое ожидание величины потерь;

s = 0,0054 ×10 % = 0,00054 — среднеквадратичное отклонение;

2,06- максимальное значение переменной и, рассчитанное по максимальномузначению потерь нефти в весенне-летний период (10 определений): 0,0065; 0,0044;0,0058; 0,0050; 0,0054; 0,0052; 0,0059; 0,0051; 0,0055; 0,0053. Данные 10определений величины потерь рассчитаны по формуле (11), используя данные табл. 3.

6.РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗРЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ ПРОМЫСЛОВ И МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

6.1.Метод основан на замене реального неравновесного процесса испарения легкихуглеводородов нефти в резервуарах гипотетическим равновесным, у котороговеличина потерь одинакова с неравновесным. Неравновесность реального процессаиспарения следует из того, что концентрация углеводородов в паровоздушномпространстве резервуара, как правило, ниже концентрации насыщения. Этосвидетельствует о том, что динамическое равновесие между нефтью и ее парамиотсутствует. Если бы при заполнении резервуаров постоянно вытеснялась в атмосферунасыщенная паровоздушная смесь, то такой процесс был бы равновесным.

Гипотетическиможно свести неравновесный процесс испарения в резервуарах к равновесному, еслиуменьшить объем воздуха, контактирующего с нефтью, до такой величины, прикоторой количество углеводородов, перешедшее в паровое пространство внеравновесном процессе, было бы достаточно для образования насыщеннойпаровоздушной смеси. Теоретически количественная связь между параметрамиравновесного и неравновесного процессов выражается формулой

,                                          (15)

где Рs- давление насыщенных паров нефти, тождественно равноепарциальному давлению углеводородов в газовом пространстве резервуара вравновесном процессе, Па;

Рp — давлениев газовом пространстве резервуара, Па;

Рп.воды- давление насыщенных паров воды при температуре в резервуаре, Па;

Тс- температура в резервуаре, К;

М0н- молекулярная масса исходной нефти;

r0н- плотность исходной нефти при температуре Тс, кг/м3;

п= Va/ V0 — отношениеобъема воздуха Vак объему поступившей в резервуар нефти V0в равновесном процессе;

е¢- мольная доля потерь нефти в неравновесном процессе,тождественно равная потерям в равновесном процессе.

Переходк равновесному процессу необходим, чтобы иметь возможность рассчитывать потеринефти от испарения (е¢) из технологических и товарныхрезервуаров, промыслов и магистральных нефтепроводов по константам фазовогоравновесия. Метод может быть использован для расчетов процесса сепарации нефти.

6.2.Исходные данные для расчета

6.2.1.Углеводородный состав исходной нефти — Х0i, % масс (от С1до С6 + в), по ГОСТ13379.

6.2.2.Молекулярная масса исходной нефти — M0н.

6.2.3.Плотность исходной нефти при температуре 293 К — r0н,кг/м

6.2.4.Температура нефти в резервуаре — Тс, К.

6.2.5. Молекулярная масса компонентов — M0i:

Компоненты

с1н4

С2Н6

с3н8

iС4Н10

nС4Н10

iС1Н12

nС5Н12

С6Н14

M0i

16

30

44

58

58

72

72

86

6.2.6.Давление насыщенных паров товарной нефти после резервуаров в пункте сдачи по ГОСТ1756 (выписки из журналов лабораторий или по замерам исследователей) — Р¢s, Па.

6.2.7.Расчеты потерь выполняются на 1 моль исходной нефти.

6.3.Последовательность расчетов

6.3.1.Определяется молярная концентрация (в долях единицы) каждого компонента (по С5включительно) в нефти по формуле

6.3.2. Определяется молярная концентрация (в доляхединицы) в нефти компонента С6 + в по формуле

6.3.3.Давление в системе Рс, Па:

Рс= Рр — Рп.воды,

где lg Pп.воды= 2,747 + .

6.3.4.Давление насыщенных паров товарной нефти при нулевом соотношении фаз итемпературе Тс:

Ps= 1,7×1,11×Р¢s.

6.3.5.Пересчет давления насыщенных паров на другие температуры выполняется по формуле

6.3.6.Рассчитываются константы фазового равновесия индивидуальных компонентов нефти Кiпри давлении в системе Рcи температуре Тсв резервуаре:

.

Коэффициентыаi,bi,сi,miдля каждого компонента принимаются из табл. 4.

Таблица4

Значениякоэффициентов аi, bi, сi, miдля компонентов нефти

Компоненты

аi

bi

сi

mi

СO2

17,7

-9,79

-27,35

0,996

N2

4,58

4,51

82,00

1,006

C1H4

5,66

2,38

117,00

1,000

С2H6

-75,78

84,18

7,00

0,993

С3Н8

-65,29

74,11

12,56

0,989

iС4Н10

422,12

13,34

-2,39

0,986

nС4Н10

-99,6

108,57

10,43

0,986

iC5Н12

-2773,9

2782,74

0,42

0,986

nС5Н12

-107,18

116,18

11,29

0,983

С6 + в

2944,99

-2936,44

-0,55

0,970

6.3.7.Плотность исходной нефти при заданной температуре Тсопределяетсяпо формуле (ГОСТ 3900),кг/м3:

где  -средняя температурная поправка плотности, которая принимается из табл. 5.

6.3.8.Рассчитываются константы фазового равновесия каждого i-го компонента в присутствии воздуха поформуле

6.3.9.Рассчитывается методом последовательных приближений мольная доля потерь е¢по уравнению

                                                   (16)

6.3.10.Среднеквадратичная относительная ошибка определения потерь по расчетно-экспериментальномуметоду не превышает 15 % при доверительной вероятности 95 %.

Таблица5

Температурнаяпоправка на плотность нефти

Плотность, r0н

Температурная поправка, g

Плотность, r0н

Температурная поправка, g

630,0 — 699,9

0,910

800,0 — 809,9

0,765

700,0 — 709,9

0,897

810,0 — 819,9

0,752

710,0 — 719,9

0,884

820,0 — 829,9

0,738

720,0 — 729,9

0,870

830,0 — 839,9

0,725

730,0 — 739,9

0,857

840,0 — 849,9

0,712

740,0 — 749,9

0,844

850,0 — 859,9

0,699

750,0 — 759,9

0,831

860,0 — 869,9

0,686

760,0 — 769,9

0,818

870,0 — 879,9

0,673

770,0 — 779,9

0,805

880,0 — 889,9

0,660

780,0 — 789,9

0,792

890,0 — 899,9

0,647

790,0 — 799,9

0,778

 

7. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯПОТЕРЬ НЕФТИ СО СТОЧНЫМИ ВОДАМИ

7.1.Углеводородные компоненты нефти, находящиеся в сточной воде в растворенномсостоянии или в виде эмульсии и пленки и увлекаемые вместе с водой при ееутилизации, составляют технологические потери.

7.2.Потери нефти от уноса сточными водами месторождения рассчитываются по формуле,% масс. от добытой нефти:

                                             (17)

где п -удельное средневзвешенное содержание нефти в сточной воде, мг/дм3;

W- средневзвешеннаяобводненность добываемой нефти на месторождении, % об.;

rн — плотность товарнойнефти, т/м3;

V- среднесуточныйрасход пресной воды на подготовку нефти, м3/сут;

т — среднесуточная массадобытой нефти на месторождении, т/сут.

7.3. В отличие отпредыдущего интегрального метода определения потерь нефти от уноса сточнымиводами расчеты можно проводить по отдельным установкам подготовки и сбросасточных вод с суммированием результатов по формуле:

                                       (18)

где k — количество установокподготовки и сброса сточных вод на месторождении;

Нсi,Hтi — содержание нефти впродукции скважин соответственно до и после i-й установки, объемныедоли;

mi- среднесуточное количество добытой нефти из скважин, вода которых попадает на i-юустановку подготовки и сброса сточных вод, т/сут;

ni- среднее удельное содержание нефти в сточной воде i-й установки, мг/дм3;

rн — плотность товарнойнефти, т/м;

т — среднесуточная массадобытой нефти на месторождении, т/сут.

В пунктах, гдеосуществляется обессоливание нефти, унос нефти пресной водой учитываетсявведением поправки в параметр — содержание нефти в продукции скважин до i-йустановки (Hсi). Исправленное значениеHсi имеет вид:

где Vн — объем товарной нефти,подвергающейся обессоливанию, т/сут;

V- среднесуточныйрасход пресной воды, м3/сут.

7.4. Параметры, входящиев формулы (17),(18),принимаются из отчетов нефтепромысловых служб.

7.5. Удельное содержаниенефти в сточной воде определяется по ОСТ 39-133 «Вода для заводнения нефтяныхпластов …».

7.6. Для расчетасредневзвешенной обводненности добываемой на месторождении нефти используютсяданные замеров дебитов жидкости скважин и ее анализов на обводненность по ГОСТ 2477«Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды».

7.7. Определениеплотности нефти производится по ГОСТ 3900.

7.8. Отбор проб сточнойводы производится в соответствии с Методическим руководством по анализу сточныхвод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.

7.9. Потери нефти отуноса сточными водами на перекачивающих станциях магистральных нефтепроводоврассчитываются по формуле, % масс:

                                                         (19)

где q — удельноесодержание нефти в сточной воде, определенное по ПНДФ 14.1:2.5-95 «Методикавыполнения измерений массовой концентрации нефтепродуктов в природных и сточныхводах методом ИКС», мг/дм3;

Qв- объем дренируемой воды, м3;

Gн- масса нефти, подверженной отстою на НПС, т.

8. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ УНОСА ГАЗОМ

8.1. На ступеняхсепарации капли нефти уносятся потоком газа и выпадают в осадок вконденсатосборниках промысловых газосборных сетей или в отсутствии последних вприемных газосепараторах компрессорных станций. Если конденсатосборники иприемные сепараторы продуваются в атмосферу или же содержимое их сжигается вфакелах, то унос капельной нефти потоком газа относится к технологическимпотерям нефти.

8.2. Потери капельнойнефти от уноса газом рассчитываются по формуле, % масс:

Пуг= qГ×0,0001,                                                        (20)

где q — удельныйунос нефти газом на ступени сепарации, г/м3;

Г- газовый фактор на ступени сепарации, м3/т.

                                            (21)

где G1,G2- масса фильтровального стакана с материалом до и послесброса газа (определение производится по РД 39-1-61-78), г;

W -средневзвешенная обводненность добываемой нефти на месторождении (по даннымнефтепромысловых служб), % об.;

Qсч — объем нефтяного газа,зафиксированный счетчиком за время одного замера (определение по РД39-1-61-78), м3;

Рсч, Тсч- абсолютные давления и температура газа в счетчике (определение по РД39-1-61-78), кг/см2, К;

Р0, Т0- нормальное давление и температура, кг/см2, К;

rн — плотность товарнойнефти (по данным нефтепромысловых служб), кг/дм3;

rп,в — плотность пластовойводы (по данным нефтепромысловых служб), кг/дм3.

Газовый фактор наступенях сепарации принимается по данным нефтепромысловых служб.

8.3.При определении удельного уноса нефти газом фильтр-накопитель устанавливаетсяна выходе газового потока из газосепаратора, если таковой имеется в составесепарационного узла; в противном случае — на выходе из нефтегазовогосепаратора. В указанных местах в газовом потоке углеводородный или водянойконденсат отсутствует, имеются капли водонефтяной эмульсии или же при высокойобводненности продукции скважин капли нефти и воды.

8.4.Удельный унос капельной нефти потоком газа есть случайная величина, поэтомузамеры параметров G1,G2,Qсч,Рсч, Тсч производятся не менее 20раз в течение продолжительного времени (20 дней).

8.5.В случае необходимости уточнения полученного по формуле (21)удельного уноса капельной нефти газом рекомендуется использоватьболее сложный метод определения этого параметра: экстрагирование фильтрующегоэлемента и последующее определение по оптической плотности ксилольногоэкстракта массы нефти, уловленной фильтром.

9. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ УТЕЧЕК ЧЕРЕЗ УПЛОТНЕНИЯ НАСОСОВ, ФЛАНЦЕВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ,САЛЬНИКОВЫЕ УПЛОТНЕНИЯ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ

9.1.Техническими условиями на центробежные насосы с сальниковыми и торцевымиуплотнениями валов предусматриваются утечки перекачиваемой среды черезуплотнения как неизбежные, связанные с образованием и отводом фрикционноготепла от пар трения. Величина утечек для насосов различных типоразмеров ссальниковыми уплотнениями изменяется в пределах 12 — 30 л/ч, с торцевымиуплотнениями от 0,04 до 0,3 л/ч. Отделившаяся от уплотнений жидкость попадает вворонки, а из них без задержек по вертикальным трубам и наклонному коллектору вподземную дренажную емкость (от 8 — 40 м3) по ТУ 26-18-34-89Е.Вытесняемые в атмосферу жидкостью, по мере наполнения емкости, пары нефтипредставляют технологические потери нефти от утечек через уплотнения насосов.

9.2.Потери нефти от утечек через уплотнения насосов рассчитываются по формуле, %масс:

                   (22)

где т — массанефти, перекачанная насосной станцией за год, т;

bi — утечкиперекачиваемой жидкости через уплотнение i-го насоса, принятые по его паспорту илитехническим условиях, л/ч;

,  — времяработы i-гонасоса соответственно в весенне-летний и осенне-зимний периоды года, ч;

,  -концентрация углеводородов в газовом пространстве дренажнойемкости соответственно в весенне-летний и осенне-зимний периоды года, долимольные. Определяется как среднеарифметическое хроматографических анализов 10проб паровоздушной смеси (ПВС), отбираемых последовательно из емкости в течение10 дней в каждом периоде;

,  -плотность паров нефти по хроматографическим анализам ПВС, вытесняемых издренажной емкости в весенне-летний и осенне-зимний периоды, г/дм3;

V — объемдренажной емкости, м3;

n1,п2 — количество откачек из дренажной емкостисоответственно в весенне-летний и осенне-зимний периоды;

Р1,Р2, Т1, Т2 — соответственнодавление и температура в газовом пространстве дренажной емкости ввесенне-летний и осенне-зимний периоды (среднеарифметические данные замеров вмоменты отбора проб), кг/см2, К;

Р0,Т0 — нормальные давление и температура, кг/см2,К;

k -количество насосов на насосной станции.

9.3. Потери нефти отутечек через уплотнения насосов рассчитываются как средневзвешенное значениепотерь по насосным станциям, % масс:

                                                   (23)

где Пуi- потери нефти от утечек на i-й насосной станции, %масс;

m1 — масса нефти,перекачанная i-й насосной станцией за год, т;

М — годовая добыча нефти,т.

9.4. Потери нефти черезфланцевые соединения и сальниковые уплотнения арматуры рассчитываются по РД39-142-96 «Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду отнеорганизованных источников нефтегазового оборудования», % масс:

                                               (24)

где q1,q2- соответственно величина утечки нефти через одно фланцевое соединение исальниковое уплотнение, кг/ч;

n1,n2- соответственно число фланцевых соединений и сальниковых уплотнений натехнологическом потоке, шт.;

x1,x2- соответственно доля фланцевых соединений и сальниковых уплотнений, потерявшихгерметичность, доли единицы;

,  -соответственно время работы соединений и уплотнений в течение года, ч;

т- масса нефти, перенесенная технологическимпотоком в течение года, т/год.

10. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОТБОРУ И ПОДГОТОВКЕ КАНАЛИЗУ ПРОБ НЕФТИ И ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ

10.1. При определениипотерь нефти косвенными методами отбираются пробы нефти до и после источникапотерь.

10.2. Пробы нефтиотбираются по ГОСТ 2517 впробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921.

10.3. Отбор пробпроизводится в местах интенсивного перемешивания потока нефти (вертикальные инаклонные участки нефтепровода, выкидные линии насосов и др.) герметично«мокрым» способом, т.е. вытеснением из пробоотборника насыщенного раствораповаренной соли нефтью. Принципиальная схема отбора проб представлена на рис. 8.Вытеснение рассола регулируют вентилем 4 таким образом, чтобы давление впробоотборнике было больше давления разгазирования нефти.

10.4. Объемы пробопределяются расходом нефти на один анализ и количеством анализов, необходимыхдля расчета величины потерь нефти по одному из выбранных методов, и составляютот 2 — 5 дм3.

10.5. Пробы нефти доставляютсяв лабораторию, подготовляются к хроматографическим и иным анализам и затеманализируются по химическому составу, определяется ДНП нефти по мере отборалегких фракций. Подготовка проб к анализам заключается в разгазировании иобезвоживании нефти, если в этом есть необходимость (например, если пробыводонефтяной эмульсии отбирались на дожимных насосных станциях). Разгазированиенефти можно проводить на установке, собранной по схеме, изображенной на рис. 4.

Рис.8. Принципиальная схема отбора пробы нефти:

1 — трубопровод; 2- пробоотборник; 3 — манометр; 4, 5, 6, 7 — игольчатыевентили; 8 — емкость

10.6. Для обезвоживанияразгазированную водонефтяную эмульсию перепускают в пробоотборник с воднымраствором деэмульгатора. Перемешивание эмульсии с деэмульгатором достигаетсярезким переворачиванием и встряхиванием пробоотборника. Содержание воды в нефтидолжно соответствовать требованиям ГОСТ9965.

10.7. Пробыпаровоздушной смеси из резервуаров отбираются с помощью резинового шланга вбутылки емкостью 330 см3 (ГОСТ10117), снабженные резиновыми пробками со вставленными в них латуннымитрубками диаметром 5 мм (рис. 9). Использование бутылок для отбора проб газа податмосферным давлением допускается ГОСТ 18917. В нефтяныхрезервуарах давление близко к атмосферному.

10.8.Порядок отбора проб

10.8.1. Пробоотборникзаполняется водным 22 %-ным раствором NaCl, включая резиновыетрубки 4 (рис. 9). Последние зажимаются пружинными зажимами, какпоказано на рис. 9. Температура раствора должна быть не нижемаксимальной температуры в газовом пространстве резервуара.

Рис.9. Пробоотборник для паровоздушной смеси:

1 — бутылка 330мл; 2-трубка латунная длинная; 3 — трубка латунная короткая; 4 — трубкарезиновая; 5 — зажим

10.8.2. Промеряемый подлине резиновый шланг диаметром 5 мм опускается в резервуар, один конец шлангаустанавливается в месте отбора пробы, другой — в замерном люке. Для исключенияконденсации углеводородов в пробоотборном шланге необходимо выдержать его врезервуаре в течение времени, достаточном для принятия температуры газовогопространства резервуара. Затем с помощью резиновой груши отсасывают воздух изшланга, прокачивая его таким образом паровоздушной смесью для отбора не менеечем пятикратным объемом.

10.8.3. Продутый шлангприсоединяется к длинной трубке пробоотборника. Последний переворачивают,снимают зажимы, опускают пробоотборник в резервуар на глубину не менее 1 м. Приэтом из короткой трубки вытекает рассол, а через длинную — в пробоотборникпоступает паровоздушная смесь. Отбор пробы заканчивают, когда в пробоотборникеостанется 50 — 60 см3 рассола для гидравлического затвора. Зажимаюткороткую и длинную трубки зажимами, отсоединяют шланг. В перевернутом видепробоотборники с пробами доставляют в промысловую лабораторию, где определяютконцентрацию углеводородов газоанализатором КГА1-1 или же погружают вперевернутом виде в рассол, заменяют пробку с трубками на резиновую пробку иотправляют в исследовательскую организацию.

10.9. При поступлениипроб на анализ пробоотборник должен быть нагрет до температуры, превышающейтемпературу отбора проб для предотвращения конденсации тяжелых углеводородов внем.

10.10. Пробыпаровоздушной смеси, отобранные из промысловых резервуаров, в которыенепосредственно поступает нефть из концевых сепарационных установок,анализируются на содержание углеводородов газоанализатором КГА1-1 косвенно, посодержанию кислорода. Концентрация углеводородов рассчитывается по формуле,доли объемные:

С = 1 — a1 / а = 1 — 4,77а1,

где а1 — содержание кислородав паровоздушной смеси, доли объемные;

а = 0,2095 — содержаниекислорода в воздухе, доли объемные.

Содержание кислородаопределяется поглощением его раствором пирогаллола в присутствии едкого калия.Раствор приготовляют по ГОСТ5439.

Подготовкугазоанализатора к работе и проведение анализа производят согласно инструкции поэксплуатации, прилагаемой к газоанализатору КГА1-1.

Результаты анализовуточняются контрольными хроматографическими анализами выборочных проб напредмет присутствия азота, выделившегося из нефти.

10.11. Пробыпаровоздушной смеси, отобранные из резервуаров нефтеперекачивающих станций,допускается анализировать на содержание углеводородов на газоанализаторе КГА1-1с применением в качестве абсорбента керосина осветительного по ОСТ 38-01407 илитоплива Т-1, ТС-1, Т-2 по ГОСТ 10227.В этих пробах мало метана и для его поглощения не требуется избыточноедавление.

11. РЕКОМЕНДАЦИИ ПООРГАНИЗАЦИИ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПОРЯДКУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ

11.1. Проводят анализдействующих систем сбора, подготовки, транспортировки и хранения продукциискважин месторождений в целях выявления источников потерь нефти и распределенияих по видам.

11.1.1. Выясняюторганизационный состав акционерного общества, для которого определяются потеринефти.

11.1.2. Устанавливаютколичество и наименование разрабатываемых месторождений.

11.1.3. По проектнымсхемам систем сбора нефти, газа и воды, проектам обустройства месторождений сучетом фактических отклонений от проектных решений определяют количествосепарационных узлов, состав их оборудования, наличие компрессорных станций(КС), конденсатосборников в газосборных сетях. Выясняют способы утилизациисмеси конденсата и нефти из конденсатосборников и приемных сепараторов КС. Еслижидкость из них выдувается в атмосферу или сжигается в факелах, то устройствапредварительного отбора газа, нефтегазовые сепараторы или выносныегазосепараторы являются источниками потерь капельной нефти от уноса газом.

11.1.4. Определяютколичество установок предварительного сброса пластовых вод, места ихрасположения (на какой ДНС и т.д.), ознакамливаются с технологией подготовкипластовой воды для использования в системе поддержания пластового давления.

11.1.5. Определяютколичество дожимных насосных станций, места их расположения, типы и количествонасосов и дренажных емкостей на каждой ДНС.

11.1.6. Определяютколичество центральных пунктов сбора нефти и газа, принадлежность каждого ЦПС,место расположения. На каждом ЦПС выясняют степень утилизации нефтяного газавторой и последующих ступеней сепарации нефти, жидкой фазы изконденсатосборников и приемных сепараторов КС. С учетом полученной информациипринимают решение — являются ли нефтегазовые сепараторы источниками потерьнефти от уноса газом.

Выясняют, применяется лина ЦПС подготовка нефти в резервуарах (в технологических и товарных). Еслиприменяется, то резервуары будут источниками потерь нефти от испарения. Если неприменяются, то источниками потерь будут являться только товарные резервуары.

Ознакамливаются срежимами работы резервуаров. Технологические резервуары могут эксплуатироватьсяв режиме динамического отстоя нефти, когда нефть с остаточным содержанием водыс установок подготовки поступает в нижнюю часть резервуара, а через стояк сверхнего уровня перетекает в товарный резервуар, из которого по мере накопленияоткачивается в магистральный нефтепровод. Такие резервуары могутэксплуатироваться в режиме заполнение — отстой — опорожнение. Товарныерезервуары эксплуатируются в режиме заполнение — опорожнение или перекачкичерез резервуар.

Отстойники илирезервуары для очистки и подготовки сточных вод на ЦПС являются источникамипотерь нефти от уноса сточными водами, поступающими в систему поддержанияпластового давления.

Дренажные емкости длясбора нефти из уплотнений насосов на ЦПС являются источниками потерь нефти отутечек из уплотнений.

11.1.7. В итогепроведенного анализа составляется таблица, представляющая распределениевыявленных источников по видам потерь (графа — наименование вида потерь, графа- количество источников, графа — место расположения источника).

11.2. В зависимости отвида потерь выбираются методы определения величины потерь нефти из источников.Для определения потерь нефти от испарения применяется несколько методов,краткая характеристика которых приводится в табл. 6.

Из табл. 6следует, что наиболее рациональным методом определения потерь нефти отиспарения является расчетно-экспериментальный метод с использованием константравновесия, не требующим трудоемких экспериментальных работ в действующихрезервуарных парках, наиболее механизированный, достаточно точный, сминимальными затратами на аналитические лабораторные работы для полученияисходных данных.

Таблица6

Краткаяхарактеристика методов определения потерь нефти от испарения

Наименованиеметода

Относительная среднеквадратичная погрешность

Трудоемкость

Область применения

1

2

3

4

1. Измерениеобъема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара

6 — 15

Требуетсяпроведение экспериментальных работ на действующих резервуарах

Призаполнении герметизированных резервуаров емкостью не более 2000 м3,если применяются счетчики

2. Измерениеконцентрации углеводородных паров, вытесняемых из резервуаров

9 — 15

Требуетсяпроведение экспериментальных работ на действующих резервуарах

Призаполнении — опорожнении герметизированных резервуаров при хранении нефти вних

3. Поизменению углеводородного состава нефти в пробах, отобранных до и послерезервуаров

20 — 30

Лабораторныеработы, анализ химического состава нефти и газа

При ожиданиибольших величин потерь из единичного источника (например, при вентиляциигазового пространства резервуаров через неплотности или прокорродированныеучастки кровли) или из нескольких источников одновременно

4. Поизменению давления насыщенных паров нефти в пробах, отобранных до и послерезервуаров

10 — 20

Лабораторныеработы, анализы химического состава нефтяного газа, построение эталонныхзависимостей днп

Длягерметичных и негерметичных резервуаров при заполнении, опорожнении, отстое,из нескольких источников одновременно

5.Расчетно-экспериментальный метод с использованием констант равновесия

10 — 15

Аналитическиерасчеты, минимум аналитических лабораторных работ — анализы химическогосостава проб нефти, отобранных до резервуаров, определение ДНП нефти послерезервуаров по ГОСТ 1756, метод Б

Призаполнении — опорожнении герметичных и негерметичных резервуаров, отстоенефти в них, из нескольких источников одновременно

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

11.3.1. Переченьпараметров, данные по которым получают от промысловых служб, определяетсяформулами, на которых основан выбранный метод. Например, потери нефти состочными водами рассчитываются по формуле (17), в которую входятпромысловые параметры:

п — удельное содержаниенефти в сточной воде, мг/дм3;

rн — плотность товарнойнефти, кг/м3;

т — среднесуточная добычанефти на месторождении, т/сут;

V -среднесуточный расход пресной воды на подготовку нефти, м3/сут (всеэти данные можно получить в службе подготовки нефти);

W- средневзвешеннаяобводненность добываемой нефти на месторождении, % об. (сведения по этомупараметру можно получить в геологической службе).

11.3.2. Остальныеисходные данные: концентрация углеводородов, температура в газовом пространстверезервуаров, углеводородные составы нефти и газа, давление насыщенных паровнефти и другие определяются экспериментально. При планировании экспериментов исходятиз того, что потери нефти от испарения есть случайная величина, зависящая отсезонного колебания температуры воздуха и других случайных факторов (см. пп. 5.4, 5.5, 5.6). Дляобеспечения относительной среднеквадратичной погрешности в определении годовыхпотерь нефти от испарения на уровне 15 — 20 % (что достаточно как для целейнормирования, так и для определения эффективности средств сокращения потерь)принято определять потери нефти в два периода года: весенне-летний иосенне-зимний с количеством определений в каждом периоде не менее десяти, т.е.две выборки случайной величины по десять наблюдений в каждой.

Если по каким-либопричинам погрешность конечного результата представляется большой, то необходимоувеличить число выборок в соответствии с формулой (13).

11.4. Величина потерьнефти от испарения за год определяется как сумма потерь за весенне-летний иосенне-зимний периоды.

Приложение А

Обязательное

ПЕРЕЧЕНЬ
основного оборудования и контрольно-измерительных приборов дляопределения потерь нефти от испарения

А.1.Метод определения потерь нефти измерением объема паровоздушной смеси

Полевоеоборудование

Счетчиктипа РГ (ТУ 25-02-030445-78)                                                  2- 3 шт.

Диафрагмы,выполненные в соответствии                                             4шт.

стребованиями РД 50-213-80

U-образные манометры                                                                             3шт.

Дифференциальныйманометр (ГОСТ 18140)                                        2 шт.

Бутылкидля отбора проб (ГОСТ10117)                                                 50шт.

Патрубокдля соединения светового люка со счетчиком                      1шт.

Максимальныйи минимальный термометры (ГОСТ 112)                   4 шт.

Потенциометр(ГОСТ9245)                                                                     79шт.

Термопаратипа ТХК-0515, ТХА-0515 (ТУ 25-02-221133-78)              6шт.

Термометрыртутные лабораторные (ГОСТ400-80)                             4шт.

Трубкирезиновые диаметром 5 мм (ГОСТ 5496)                                  30 м

Противогазышланговые (ГОСТ12.4.121)                                               4комплекта

Барометр-анероид(ТУ 25-04-1838-73)                                                    1шт.

Пробоотборник(ГОСТ14921), тип ПГО                                                3шт.

Лабораторноеоборудование

ХроматографЛХМ-8МД или другого типа                                             1шт.

сдетектором по теплопроводности (ТУ 25-05.2815-82)

Лупаизмерительная (ГОСТ 25706)                                                          1шт.

Набор сит«Физприбор» (ГОСТ6613)                                                     1шт.

Весыаналитические с погрешностью измерения                                   1шт.

± 0,0002 г(ТУ 25-06-1131-76)

Печьмуфельная с нагревом до 750 — 800 °С                                            1шт.

Шкафсушильный с нагревом до 150 °С (ТУ 64-1-1411-76)                  1 шт.

ГазоанализаторКГА1-1 (ОСТ 25.1256)                                                   2шт.

А.2.Метод определения потерь нефти измерением концентрации углеводородных паров

Полевое оборудование

Все по п. А.1, заисключением счетчиков, нормальных диафрагм, дифференциальных манометров.

Лабораторноеоборудование

Все лабораторноеоборудование по А.1.

А.3.Материалы и инструменты для прямых методов

Эпоксиднаясмола (составные элементы) (ГОСТ 10587)                      2 кг

Мылохозяйственное твердое

ОбщиеПрофессиональный условия (ГОСТ 30266)                                             0,5кг

Кистималярные. Профессиональный условия (ГОСТ 10597)                          2 шт.

Поглотительк газоанализатору КГА1-1 — пирогаллол                           2кг

(ТУ6-09-5319-86)

Машинноемасло (ГОСТ 20799)                                                               0,5кг

Хлористыйкальций, гранулированный (ГОСТ 450)                              2 кг

Керосиносветительный (ОСТ 38-01407)                                                 3л

илитопливо Т-1, Т-2, ТС-1 (ГОСТ 10227)

Наждачнаябумага (ГОСТ10054)                                                             0,5

Ключиомедненные (ГОСТ2838)                                                             1компл.

Повареннаясоль (ГОСТ4233)                                                                  2кг

Вакуумнаясмазка (ГОСТ9433)                                                                0,1кг

Стекляннаяворонка (ГОСТ19908)                                                          2шт.

Фарфоровыйстакан на 0,5 л, 2,0 л (ГОСТ9147)                                    2шт.

Метилоранж (ТУ 6-09-5319-86)                                                                20г

Соляная кислота (ГОСТ 3118)                                                                  20г

Пробки для бутылок резиновые (ТУ 38.1051835-88)                              50 шт.

Трубы латунные наружным диаметром 6 мм (ГОСТ 494)                     10 м

Зажимы лабораторные                                                                               40шт.

Стеклограф (ТУ 480-11-59-82)                                                                  2шт.

Комплект слесарного инструмента                                                          1 шт.

А.4.Метод определения потерь нефти по изменению углеводородного состава

Полевоеоборудование

Пробоотборники ПГО (ГОСТ 14921)                                                       40шт.

Манометр образцовый МО (ТУ 25-05-1664-74)                                      2 шт.

Манометр избыточного давления (ГОСТ2405)                                      1шт.

Лабораторноеоборудование

Вселабораторное оборудование по п. А.1, за исключением газоанализатора КГА1-1.

А.5.Метод определения потерь нефти по изменению давления насыщенных паров

Полевоеоборудование

Пробоотборники ПГО (ГОСТ 14921)                                                       40шт.

Манометр образцовый типа МО (ТУ 25-05-1661-74)                             1 шт.

Лабораторноеоборудование

Аппаратура для определения давления                                                    2 компл.

насыщенных паров нефти, метод Б (ГОСТ 1756)

Весы лабораторные квадратные модель ВЛКТ-500г-М                         1 шт.

(ТУ 25-06.1101-79), погрешность взвешивания 20 мг

Установка для разгазирования проб нефти                                             1шт.

и герметичной загрузки ее в аппарат ДНП

Устройство для герметичного перевода разгазированной                    1 шт.

нефти в стаканы для испарения, а из них в аппарат ДНП

Стаканы емкостью 250 мл из оргстекла для испарения нефти             4 шт.

А.6.Расчетно-экспериментальный метод определения потерь нефти с использованиемконстант равновесия

Полевоеоборудование

Пробоотборники ПГО (ГОСТ 14921)                                                       40шт.

Манометр образцовый типа МО (ТУ 25-05-1664-74)                             1 шт.

Лабораторноеоборудование

Компьютер                                                                                                  1шт.

Дискета с программой расчета                                                                 1шт.

Лабораторное оборудование по п. А.1, за исключением

газоанализатора КГА1-1

Аппарат для определения давления                                                         1 шт.

насыщенных паров нефти, метод Б (ГОСТ 1756)

Приложение Б

Обязательное

ХАРАКТЕРИСТИКАИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СРЕДСТВ

Наименование,тип

ГОСТ, ТУ

Диапазонизмерений

Данные опогрешности измерений

Счетчики газа ротационные (РГ)

ТУ 25-02-030445-78

40 — 1000 м3/ч

± 1,5 — 3 %

Микроманометр

ТУ14-13-015-79

0 — 2,4 кПа

Кл. точности1,0

Манометр образцовый

ТУ25-05-1664-74

0 — 0,16 МПа

Кл. точности0,4

Термометр метеорологический (ТМ)

ГОСТ 112

-35 — 50 °С

± 0,2 — С

Термометр ртутный лаб.

ГОСТ 40-80Е

0 — 50 °С

± 0,2 — С

Потенциометр постоянного тока (ПП-63)

ГОСТ9245

0 — 100 мв

Кл. точности0,02

Газоанализатор КГА1-1

ОСТ 25.1256

0 — 100 %

± 0,2 %

Приложение В

Обязательное

ПРЕДЕЛЬНАЯ ПОГРЕШНОСТЬПОКАЗАНИЙ СЧЕТЧИКОВ ГАЗА РОТАЦИОННЫХ ТИПА РГ (ТУ 25-02-030445-78)

Наименование,тип

Модификациясчетчиков

РГ-40

РГ-100

РГ-250

РГ-400

РГ-600

РГ-1000

Номинальный расход, м3/ч

40

100

250

400

600

1000

Погрешность показаний на расходах, %:

 

от 10 до 20 % номинального

± 3

± 2

± 2

± 2

± 2

± 2

от 20 до 120 % номинального

± 2,5

± 1,5

± 1,5

± 1,5

± 1,5

± 1,5

Приложение Г

Обязательное

ОТНОСИТЕЛЬНАЯПОГРЕШНОСТЬ
измерения анемометром скорости выходящей из резервуара паровоздушной смеси, %(анемометр ручной чашечный МС-13 ГОСТ 6376)

V, м/с

d, %

V, м/с

d, %

1

36,0

11

8,7

2

21,0

12

8,5

3

16,0

13

8,3

4

13,5

14

8,2

5

12,0

15

8,0

6

11,0

16

7,9

7

10,3

17

7,8

8

9,8

18

7,7

9

9,4

19

7,6

10

9,0

20

7,5

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

Комплект газоаналитический КГА1-1

ОСТ25.1256-86

Газ сухой. Метод определениякомпонентного состава

ГОСТ14920-79

Рулетки измерительные металлические.Профессиональный условия

ГОСТ 7502-89

Нефть. Метод определения содержанияуглеводородов С1 — С6

ГОСТ13379-82

Эталоны. Способы выражения погрешностей

ГОСТ8.381-80

Измерения косвенные. Определениерезультатов измерений и оценивание их погрешностей

МИ 2083-90ГСИ

Нефтепродукты. Методы определениядавления насыщенных паров

ГОСТ1756-52

Нефть и нефтепродукты. Методы отборапроб

ГОСТ2517-85

Нефть и нефтепродукты. Методыопределения плотности

ГОСТ3900-85

Плотность нефти при учетно-расчетныхоперациях, методика выполнения измерений ареометром

МИ 2153-91

Нефтепродукты. Методика количественногоопределения содержания воды

ГОСТ 2477-65

Газы углеводородные сжиженные. Методыотбора проб

ГОСТ14921-78

Нефть для нефтеперерабатывающихпредприятий. Профессиональный условия

ГОСТ9965-76

Бутылки стеклянные для пищевыхжидкостей. Профессиональный условия

ГОСТ10117-91

Газ горючий природный, методы отборапроб

ГОСТ18917-82

Газы горючие природные и искусственные.Метод определения объемной доли компонентов на комплектах для газовыханализов типа КГА

ГОСТ5439-76

Керосин осветительный. Профессиональныйусловия

ОСТ38-01407-86

Топлива для реактивных двигателей.Профессиональный условия

ГОСТ 10227-86

Манометры дифференциальные ГСП. ОбщиеПрофессиональный условия

ГОСТ18140-84

Термометры метеорологическиестеклянные. Профессиональный условия

ГОСТ112-78Е

Потенциометры постоянного токаизмерительные. Общие Профессиональный условия

ГОСТ9245-79

Термометры стеклянные для испытанийнефтепродуктов. Профессиональный условия

ГОСТ400-80Е

Трубки резиновые Профессиональный.Профессиональный условия

ГОСТ5496-78

Противогазы промышленные фильтрующие.Профессиональный условия

ГОСТ12.4.121-83

Барометры. Общие Профессиональный условия

ОСТ 251117-83

Барометр-анероид типа БАММ-1

ТУ25-04-1838-73

Лупы. Типы, основные параметры. ОбщиеПрофессиональный условия

ГОСТ25706-83

Сетки проволочные тканые с квадратнымиячейками. Профессиональный условия

ГОСТ6613-86

Смолы эпоксидно-диановыенеотвержденные. Профессиональный условия

ГОСТ10587-84

Мыло хозяйственное твердое. ОбщиеПрофессиональный условия

ГОСТ30266-95

Масла индустриальные. Профессиональныйусловия

ГОСТ 20799-88

Кальций хлористый технический.Профессиональный условия

ГОСТ450-77

Шкурка шлифовальная бумажнаяводостойкая. Профессиональный условия

ГОСТ10054-82

Ключи гаечные. Профессиональный условия

ГОСТ2838-80Е

Натрий хлористый. Профессиональный условия

ГОСТ4233-77

Смазка ЦИАТИМ-221. Профессиональный условия

ГОСТ 9433-80

Кисти малярные. Профессиональный условия

ГОСТ10597-87

Тигли, чаши, стаканы, колбы изкварцевого стекла. Профессиональный условия

ГОСТ19908-90

Посуда и оборудование лабораторныефарфоровые. Профессиональный условия

ГОСТ9147-80Е

Кислота соляная. Профессиональный условия

ГОСТ3118-77

Трубы латунные. Профессиональный условия

ГОСТ 494-90

Карандаши по стеклу и фарфору

ТУ 480-11-59-82

Манометры, вакуумметры и др. ОбщиеПрофессиональный условия

ГОСТ2405-88

Анемометры ручные. Профессиональный условия

ГОСТ6376-74

 

Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.

Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.

Обратите внимание

Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической эесаертизе.