Руководящий документ РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации.
РД 153-39-019-97
РУКОВОДЯЩИЕ ДОКУМЕНТЫ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Дата введения 1998-01-01
СОГЛАСОВАНЫ с Госгортехнадзором России письмом N 10-03/284 от 30.05.97
УТВЕРЖДЕНЫ первым заместителем министра топлива и энергетики Российской Федерации 16.06.97
В Методических указаниях приведены источники технологических потерь нефти при сборе продукции скважин, подготовке, транспортировке и хранении нефти на промыслах, а также классификация потерь.
Данные о величине потерь нефти, полученные в результате применения рекомендуемых методов, являются исходными для нормирования технологических потерь. Методы определения потерь нефти применимы как в процессе сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти на промыслах, так и при транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам, а также могут быть использованы на предприятиях, занимающихся переработкой нефти, хранением, транспортировкой и распределением нефтепродуктов.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы), являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, воздействия метеорологических факторов и степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.
1.2. Технологические потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике.
1.3. Нормативные технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а также при установлении платежей за пользование недрами.
1.4. Фактические технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах в процессах добычи, сбора, подготовки, транспортировки и хранения нефти при условиях соблюдения технологических регламентов, правил и инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования, аппаратов и сооружений.
1.5. Нефтепромысловые объекты: эксплуатационные скважины (кусты скважин или отдельно расположенные скважины), замерные установки, дожимные насосные станции, центральные пункты сбора нефти и газа, резервуарные парки и пр.
1.6. Источники технологических потерь нефти
1.6.1. При добыче и сборе: фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры и полированного штока штанг на устье скважин и замерных установках; сепарационные узлы нефти и газа всех ступеней, если жидкость из конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компаний, фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры на ДНС, резервуары и отстойники для предварительного сбора дренажных вод; емкости для сбора утечек из сальниковых уплотнений центробежных насосов и др.
1.6.2. При подготовке: технологические резервуары; отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод; сепараторы концевых ступеней сепарации нефти, если газ из них сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из конденсатосборников, и др.
1.6.3. При транспортировке и хранении на промыслах: резервуары товарной нефти, дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых уплотнений насосов и др.
1.6.4. При транспортировке по магистральным нефтепроводам: резервуары на головных НПС, дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых уплотнений подпорных и магистральных насосов, установки для очистки сточных вод и др.
1.7. Технологические потери нефти условно классифицируются по видам: от испарения, от уноса капельной нефти газом, от уноса остаточной нефти пластовыми дренажными водами, от утечек нефти через уплотнения оборудования (см. табл.1).
Таблица 1
Виды технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах
|
|
|
|
|
Нефтепромысловые объекты и источники потерь нефти | Испарение нефти | Унос капельной нефти газом | Унос остаточной нефти сточными водами | Утечка нефти через уплотнения |
Эксплуатационные скважины | ||||
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры и полированного штока штанг на устье скважин | - | - | - | + |
Установка замера продукции скважин | ||||
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры | - | - | - | + |
Сепарационные узлы и дожимные насосные станции | ||||
Установки предварительного отбора газа, нефтегазовые и газовые сепараторы, если жидкость из конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компаний | - | + | - | - |
Резервуары и установки для предварительного сбора дренажных вод | - | - | + | - |
Емкости для сбора утечек из сальниковых и торцевых уплотнений центробежных насосов | - | - | - | + |
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры | - | - | - | + |
Центральный пункт сбора нефти и газа | ||||
Технологические и товарные резервуары | + | - | - | - |
Сепараторы концевых ступеней сепарации, если газ из них сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из конденсатосборников | - | + | - | - |
Отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод | - | - | + | - |
Дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых и торцевых уплотнений насосов | - | - | - | + |
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры | - | - | - | + |
1.8. Выделившийся в резервуарах из нефти углеводородный газ относится к технологическим потерям нефти от испарения, если абсолютное давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа. При давлениях сепарации более 0,105 МПа потери из резервуаров подлежат дифференциации: на потери нефтяного газа и потери нефти от испарения. Последние определяются по разнице между общей величиной потерь из резервуара и величиной потерь нефтяного газа, установленной по величине газового фактора пробы нефти, отобранной до резервуара и разгазированной 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, авариями технических сооружений, а также ремонтно-восстановительными работами, к технологическим потерям не относятся.
1.10. Определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированными научно-исследовательскими институтами, ЦНИИЛами, ЦНИПРами.
1.11. Известные методы определения потерь нефти от испарения подразделяются на прямые и косвенные.
1.12. К прямым методам относятся методы непосредственного измерения или расчета объема (массы) паров углеводородов, вытесняемых из емкости в процессе сливно-наливных операций или хранения нефти. Достоинством прямых методов является достаточно хорошая точность измерений, а недостатком - трудоемкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, резервуарах.
1.13. К косвенным относятся методы определения величины потерь по изменению физико-химических свойств нефти:
б) давления насыщенных паров;
в) углеводородного состава (метод расчета потерь по константам равновесия) в пробах, отобранных до и после резервуара.
Преимущество косвенных методов заключается в том, что определение потерь производится на основе анализов проб, проводимых в лабораторных условиях; возможна оценка потерь по нескольким последовательным источникам или целому технологическому процессу одновременно. Недостатком косвенных методов является сравнительно меньшая точность.
2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЕМ ОБЪЕМА ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ, ВЫТЕСНЯЕМОЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРА
2.1. Потери углеводородов рассчитываются по формуле
2.2. Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационными газовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности (приложения А-В); нормальными диафрагмами, смонтированными на резервуарах в соответствии с РД 50-213-80; анемометрами (п.4). В холодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторах оседает иней, затрудняющий вращение последних.
2.3. Концентрация углеводородов определяется не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах КГА1-1 (ОСТ 25.1256) или хроматографах. Во избежание искажения результатов анализов вследствие конденсации углеводородов температура подаваемых на анализ проб должна быть не ниже, чем температура паров, выходящих из резервуара.
2.4. Средняя плотность углеводородистых паров нефти определяется по результатам хроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ 14920.
При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле
2.5. Уровень нефти в резервуарах измеряется стационарными уровнемерами или измерительной рулеткой с грузом (лотом) по ГОСТ 7502.
2.6. Выбранный в качестве объекта исследований резервуар тщательно проверяется, неплотности, обнаруженные в кровле, устраняются (например заливаются эпоксидной смолой), фланцевые соединения герметизируются.
2.7. Перечень основного оборудования, приборов и материалов для определения потерь по рассматриваемому методу приведен в приложении А. Конструкция газового пробоотборника, 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 представлена на рис.1. Швы на жестяной трубе, соединяющей световой люк со счетчиком, должны герметизироваться пайкой. В трубу впаиваются термометрический карман 7 и пробоотборный штуцер 8.
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 - арматура дыхательная
2.9. В начале и конце заполнения резервуара нефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра), уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температура воздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографический анализ. Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из этих установок поступает в резервуар.
2.10. В промежуточные моменты времени ежечасно измеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).
2.11. Отбирается до резервуара одна проба нефти за период наблюдения в любое время для последующего определения фракционного и углеводородного состава, плотности, давления насыщенных паров, газового фактора (при температуре в резервуаре и давлении 1,05 ата).
2.12. При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.
2.13. Концентрация углеводородов в ПВС определяется как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.
2.14. Величина потерь углеводородов рассчитывается по формуле (1) и относится на одну тонну поступившей за время наблюдения нефти.
2.15. При эксплуатации резервуара в подключенном режиме вследствие непредсказуемости периодов увеличения уровня нефти в резервуаре и колебания температур в его газовом пространстве наблюдения за показаниями счетчика ведутся непрерывно в течение установленного времени измерения потерь (например двое суток).
2.16. Если показания счетчика нарастают, то в течение каждого периода нарастания измерение параметров и отбор проб ПВС проводят в соответствии с пунктами 2.9, 2.10.
2.17. Величина потерь углеводородов за каждый период нарастания показаний счетчика рассчитывается по формуле (1). Потери за время наблюдения определяются как сумма потерь на одну тонну перекачиваемой по трубопроводу нефти за время наблюдения.
2.18. Все данные экспериментов и характеристика резервуара (размеры, тип дыхательной арматуры, место в технологическом цикле и т.д.) оформляются в журнале наблюдений.
2.19. Относительная среднеквадратичная погрешность определения потерь нефти по формуле (1) равна, %:
____________________________________
ервуаров.
2.20. Относительная среднеквадратичная погрешность определения величины потерь нефти при 10 заполнениях резервуара зависит от применяемых измерительных средств и находится в пределах 6-15% масс.
3. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО КОНЦЕНТРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПАРОВ, ВЫТЕСНЯЕМЫХ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
3.1. Потери углеводородов за одно наполнение резервуара рассчитываются по формуле
3.2. Если за весь период заполнения резервуара среднее значение концентрации углеводородов в выходящей паровоздушной смеси превышает 0,4, определение потерь может производиться по формуле
.
3.4. Относительная среднеквадратичная погрешность определения величины потерь нефти при 10 заполнениях резервуара находится в пределах 9-15% в зависимости от величины потерь.
3.5. Порядок проведения измерений
3.5.1. В журнал наблюдений вносят:
дату проведения испытаний;
номер резервуара;
тип резервуара (РВС, ЖБР);
высоту резервуара, м;
диаметр резервуара, м;
типоразмеры дыхательных клапанов и их количество, шт.;
режим испытаний (заполнение-опорожнение, подключенный);
наименование нефти;
дата и продолжительность предыдущей выкачки нефти из резервуара;
время простоя резервуара с остатком, ч.
Отбираются пробы паровоздушной смеси в трех точках: над уровнем нефти - 1 проба, в середине газового пространства - 2 пробы, под кровлей резервуара - 1 проба. Отбор проб производится по методике, изложенной в разделе 10. Схема расположения точек отбора проб и замера температуры газового пространства и нефти представлена на рис.2. Пробы паровоздушной смеси доставляются в лабораторию, где анализируются на объемное содержание углеводородов с помощью газоанализатора КГА1-1 (см. раздел 10), а одна из средних проб анализируется на углеводородный состав на хроматографе для определения плотности углеводородных паров.
Измеряются максимальным термометром 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 измеряется термометром метеорологическим (ГОСТ 112). Измеряется атмосферное давление барометром-анероидом.
Рис.2. Схема расположения точек отбора проб паровоздушной смеси и замера температуры газового пространства:
1, 2, 3, 4 - точки измерения температуры; 1, 2, 3 - точки отбора проб паровоздушной смеси
3.5.3. Начинают наполнение резервуара. Фиксируется время начала закачки нефти.
3.5.7. Из подводящего трубопровода в процессе наполнения резервуара в любое время отбирается проба нефти для последующего определения газового фактора при давлении 1,05 ата и температуре нефти, поступающей в резервуар, углеводородного и фракционного состава, плотности.
3.5.8. Определенные по формулам потери относятся к массе закачанной в резервуар нефти и выражаются в кг/т.
3.5.9. В журнал наблюдений заносят данные экспериментов:
уровни нефти в резервуаре (начальный, первый промежуточный, второй промежуточный, конечный);
время достижения каждого уровня;
концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню, % об. (над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли);
сведения об отборе проб паровоздушной смеси на анализ углеводородного состава;
температура в газовом пространстве резервуара, соответствующая уровню нефти (над уровнем нефти, в середине газового пространства, у кровли), °С;
температура нефти на глубине 0,05 м от поверхности, °С;
температура окружающего воздуха, °С;
атмосферное давление, кПа;
сведения об отборе проб нефти;
3.5.10. Организация и проведение исследований оформляются актом, составленным совместно с представителями предприятий.
4. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО ИЗМЕНЕНИЮ
УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА
4.1. Величина потерь нефти испарения определяется по формуле
4.4. При анализе газосодержащих нефтей вследствие отсутствия надежных способов ввода в испаритель хроматографа проб нефтей с давлением насыщенных паров выше атмосферного анализы ведут поэтапно: разгазируют газосодержащую нефть, раздельно анализируют пробы отделившегося от нефти газа и разгазированной нефти.
4.5. Концентрации индивидуальных углеводородов в исходной нефти рассчитывают по формуле
и, кг.
4.6. Суммарное содержание легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, вычисляются по формулам:
Применительно к рассматриваемому методу среднеквадратичная абсолютная ошибка в определении потерь равна
Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь выражается формулой
4.8. Метод применим, если разница в концентрациях остатков в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, больше допустимых расхождений между параллельными определениями концентрации на хроматографе по ГОСТ 13379, ГОСТ 14920.
4.9. Пример расчета технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава
Таблица 2
Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара
|
|
|
|
| Содержание компонентов | ||
Компоненты | до резервуара | после резервуара | |
| в нефтяном газе, мольные доли | в дегазированной нефти, массовые доли | в нефти, массовые доли |
Метан (СН  )
| 0,4090 | - | - |
Этан (C  H  )
| 0,0855 | 0,0020 | 0,0015 |
Пропан (C  H  )
| 0,3054 | 0,0102 | 0,0083 |
Изобутан (iC H  )
| 0,0493 | 0,0155 | 0,0082 |
Н-бутан (nC H )
| 0,0935 | 0,0223 | 0,0131 |
Изопентан (iC  H  )
| 0,0236 | 0,0152 | 0,0108 |
Н-пентан (nC H )
| 0,0186 | 0,0165 | 0,0121 |
Гексан (С Н  )
| 0,0151 | 0,0163 | 0,0159 |
Остаток (С  +высш) | - | 0,9020 | 0,9301 |
Итого: | 1,0000 | 1,0000 | 1,0000 |
4.9.2. Определяем суммарные концентрации легких углеводородов в пробах дегазированной нефти до и после резервуара.
4.9.3. По формулам (7) рассчитаем концентрации легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после резервуара:
4.9.4. По формулам (6) рассчитаем концентрации "остатков":
Разность концентраций остатков 0,0321 масс. доли больше сходимости между параллельными определениями 0,0100 по ГОСТ 13379, метод можно применять для расчета потерь.
4.9.5. Технологические потери нефти рассчитаем по формуле (5):
4.9.6. Относительную среднеквадратичную ошибку в определении потерь рассчитаем по формуле (10):
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
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.
5.7.2. Определяют без разгазирования величину давления насыщенных паров отобранных проб нефти. При этом топливную камеру бомбы предварительно заполняют насыщенным водным раствором NaCI, а затем по схеме (рис.3) герметично перепускают в нее пробу нефти, вытесняя рассол.
Рис.3. Схема герметичной загрузки нефти в топливную камеру 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 13 мм; 9 - кран диаметром 6 мм
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.
Рис.4. Схема установки разгазирования нефти:
1 - пробоотборник с нефтью; 2 - пробоотборник с рассолом; 3 - линия отвода газа и нефти; 4 - манометр; 5 - термометр;
6 - вентиль игольчатый; 7 - U-образный манометр; 8 - зажим винтовой
характеризует массовую долю потерь нефти от разгазирования при атмосферном давлении.
5.7.5. Взвешивают поочередно четыре пустых стакана с поршнями (рис.5), предназначенных для испарения нефти.
Рис.5. Устройство для герметичного перевода проб нефти:
1 - стакан;
2 - поршень;
3 - муфта разъемная; 4 - шланг резиновый; 5 - механизм для плавного перемещения поршня;
6 - шпонка; 7 - винт; 8 - шип; 9 - направляющая
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.
Рис.6. Схема герметичного перевода разгазированной нефти в стаканы для испарения
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 °С 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 °С. Результаты определения с поправкой (12) приводятся в табл.3.
Таблица 3
Давление насыщенных паров проб нефти, отобранных до и после резервуаров, на
уровнях испарения. Значения эмпирического коэффициента
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N проб нефти | Давление насыщенных паров на уровнях испарения, мм рт. ст. | ДНП проб нефти, отобранных после резервуаров | Значения коэффициента на уровнях испарения | ||||||||
| 0 | 0,5% | 1,0% | 1,5% | 2,0% | N 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 | |||
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 °С. Результаты определения с поправкой (12) приведены в табл.3.
arctg 1,484=56°.
Масштаб по оси ординат 1 мм : 0,0002
Масштаб по оси абсцисс 1 мм : 0,01
Рис.7. Зависимость массовой доли потерь легких углеводородов повховской нефти из товарно-технологических
5.10.8. Среднеквадратичную относительную ошибку в определении потерь рассчитаем по формуле (14) в соответствии с п.4.7, используя данные таблицы:
40 - количество значений коэффициента.
Доверительная вероятность нахождения массовой доли потерь от испарения нефти из товарно-технологических резервуаров в весенне-летний период в границах 0,0054±10% определяется табулированным интегралом Лапласа:
6. РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ
ИСПАРЕНИЯ ИЗ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ ПРОМЫСЛОВ И
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
6.1. Метод основан на замене реального неравновесного процесса испарения легких углеводородов нефти в резервуарах гипотетическим равновесным, у которого величина потерь одинакова с неравновесным. Неравновесность реального процесса испарения следует из того, что концентрация углеводородов в паровоздушном пространстве резервуара, как правило, ниже концентрации насыщения. Это свидетельствует о том, что динамическое равновесие между нефтью и ее парами отсутствует. Если бы при заполнении резервуаров постоянно вытеснялась в атмосферу насыщенная паровоздушная смесь, то такой процесс был бы равновесным.
Гипотетически можно свести неравновесный процесс испарения в резервуарах к равновесному, если уменьшить объем воздуха, контактирующего с нефтью, до такой величины, при которой количество углеводородов, перешедшее в паровое пространство в неравновесном процессе, было бы достаточно для образования насыщенной паровоздушной смеси. Теоретически количественная связь между параметрами равновесного и неравновесного процессов выражается формулой
нефти.
6.2. Исходные данные для расчета
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Компоненты | С  H | С H | С H | iС H | nС H | iС H | nС H | С H |
| 16 | 30 | 44 | 58 | 58 | 72 | 72 | 86 |
6.2.7. Расчеты потерь выполняются на 1 моль исходной нефти.
6.3. Последовательность расчетов
6.3.5. Пересчет давления насыщенных паров на другие температуры выполняется по формуле
Таблица 4
|
|
|
|
|
Компоненты | |  |  |  |
СО | 17,7 | -9,79 | -27,35 | 0,996 |
N | 4,58 | 4,51 | 82,00 | 1,006 |
С Н | 5,66 | 2,38 | 117,00 | 1,000 |
С Н | -75,78 | 84,18 | 7,00 | 0,993 |
С Н | -65,29 | 74,11 | 12,56 | 0,989 |
iC H | 422,12 | -413,34 | -2,39 | 0,986 |
nC H | -99,6 | 108,57 | 10,43 | 0,986 |
iC H | -2773,9 | 2782,74 | 0,42 | 0,986 |
nC H | -107,18 | 116,18 | 11,29 | 0,983 |
С  | 2944,99 |
| -2936,44 | -0,55 |
Таблица 5
Температурная поправка на плотность нефти
|
|
Плотность,  | Температурная поправка, |
630,0 - 699,9 | 0,910 |
700,0 - 709,9 | 0,897 |
710,0 - 719,9 | 0,884 |
720,0 - 729,9 | 0,870 |
730,0 - 739,9 | 0,857 |
740,0 - 749,9 | 0,844 |
750,0 - 759,9 | 0,831 |
760,0 - 769,9 | 0,818 |
770,0 - 779,9 | 0,805 |
780,0 - 789,9 | 0,792 |
790,0 - 799,9 | 0,778 |
800,0 - 809,9 | 0,765 |
810,0 - 819,9 | 0,752 |
820,0 - 829,9 | 0,738 |
830,0 - 839,9 | 0,725 |
840,0 - 849,9 | 0,712 |
850,0 - 859,9 | 0,699 |
860,0 - 869,9 | 0,686 |
870,0 - 879,9 | 0,673 |
880,0 - 889,9 | 0,660 |
890,0 - 899,9 | 0,647 |
6.3.10. Среднеквадратичная относительная ошибка определения потерь по расчетно-экспериментальному методу не превышает 15% при доверительной вероятности 95%.
7. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ СО СТОЧНЫМИ ВОДАМИ
7.1. Углеводородные компоненты нефти, находящиеся в сточной воде в растворенном состоянии или в виде эмульсии и пленки и увлекаемые вместе с водой при ее утилизации, составляют технологические потери.
7.2. Потери нефти от уноса сточными водами месторождения рассчитываются по формуле, % масс. от добытой нефти:
т.
7.3. В отличие от предыдущего интегрального метода определения потерь нефти от уноса сточными водами расчеты можно проводить по отдельным установкам подготовки и сброса сточных вод с суммированием результатов по формуле:
7.4. Параметры, входящие в формулы (17), (18), принимаются из отчетов нефтепромысловых служб.
7.5. Удельное содержание нефти в сточной воде определяется по ОСТ 39-133 "Вода для заводнения нефтяных пластов...".
7.6. Для расчета средневзвешенной обводненности добываемой на месторождении нефти используются данные замеров дебитов жидкости скважин и ее анализов на обводненность по ГОСТ 2477 "Нефтепродукты. Метод количественного определения содержания воды".
7.7. Определение плотности нефти производится по ГОСТ 3900.
7.8. Отбор проб сточной воды производится в соответствии с Методическим руководством по анализу сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.
7.9. Потери нефти от уноса сточными водами на перекачивающих станциях магистральных нефтепроводов рассчитываются по формуле, % масс:
8. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ УНОСА ГАЗОМ
8.1. На ступенях сепарации капли нефти уносятся потоком газа и выпадают в осадок в конденсатосборниках промысловых газосборных сетей или в отсутствии последних в приемных газосепараторах компрессорных станций. Если конденсатосборники и приемные сепараторы продуваются в атмосферу или же содержимое их сжигается в факелах, то унос капельной нефти потоком газа относится к технологическим потерям нефти.
8.2. Потери капельной нефти от уноса газом рассчитываются по формуле, % масс:
Газовый фактор на ступенях сепарации принимается по данным нефтепромысловых
служб.
8.3. При определении удельного уноса нефти газом фильтр-накопитель устанавливается на выходе газового потока из газосепаратора, если таковой имеется в составе сепарационного узла; в противном случае - на выходе из нефтегазового сепаратора. В указанных местах в газовом потоке углеводородный или водяной конденсат отсутствует, имеются капли водонефтяной эмульсии или же при высокой обводненности продукции скважин капли нефти и воды.
8.5. В случае необходимости уточнения полученного по формуле (21) удельного уноса капельной нефти газом рекомендуется использовать более сложный метод определения этого параметра: экстрагирование фильтрующего элемента и последующее определение по оптической плотности ксилольного экстракта массы нефти, уловленной фильтром.
9. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ УТЕЧЕК ЧЕРЕЗ УПЛОТНЕНИЯ НАСОСОВ, ФЛАНЦЕВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ, САЛЬНИКОВЫЕ УПЛОТНЕНИЯ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ
9.2. Потери нефти от утечек через уплотнения насосов рассчитываются по формуле, % масс:
станции.
9.3. Потери нефти от утечек через уплотнения насосов рассчитываются как средневзвешенное значение потерь по насосным станциям, % масс:
9.4. Потери нефти через фланцевые соединения и сальниковые уплотнения арматуры рассчитываются по РД 39-142-96 "Методика расчета выбросов вредных веществ в окружающую среду от неорганизованных источников нефтегазового оборудования", % масс:
10. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОТБОРУ И ПОДГОТОВКЕ К АНАЛИЗУ ПРОБ НЕФТИ И ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
10.1. При определении потерь нефти косвенными методами отбираются пробы нефти до и после источника потерь.
10.2. Пробы нефти отбираются по ГОСТ 2517 в пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921.
10.3. Отбор проб производится в местах интенсивного перемешивания потока нефти (вертикальные и наклонные участки нефтепровода, выкидные линии насосов и др.) герметично "мокрым" способом, т.е. вытеснением из пробоотборника насыщенного раствора поваренной соли нефтью. Принципиальная схема отбора проб представлена на рис.8. Вытеснение рассола регулируют вентилем 4 таким образом, чтобы давление в пробоотборнике было больше давления разгазирования нефти.
Рис.
8. Принципиальная схема отбора пробы нефти:
1 - трубопровод; 2 - пробоотборник; 3 - манометр; 4,5,6,7 - игольчатые вентили; 8 - емкость
10.5. Пробы нефти доставляются в лабораторию, подготовляются к хроматографическим и иным анализам и затем анализируются по химическому составу, определяется ДНП нефти по мере отбора легких фракций. Подготовка проб к анализам заключается в разгазировании и обезвоживании нефти, если в этом есть необходимость (например, если пробы водонефтяной эмульсии отбирались на дожимных насосных станциях). Разгазирование нефти можно проводить на установке, собранной по схеме, изображенной на рис.4.
10.6. Для обезвоживания разгазированную водонефтяную эмульсию перепускают в пробоотборник с водным раствором деэмульгатора. Перемешивание эмульсии с деэмульгатором достигается резким переворачиванием и встряхиванием пробоотборника. Содержание воды в нефти должно соответствовать требованиям ГОСТ 9965.
Рис.9. Пробоотборник для паровоздушной смеси:
1 - бутылка
330 мл; 2 - трубка латунная длинная; 3 - трубка латунная короткая; 4 - трубка резиновая; 5 - зажим
10.8. Порядок отбора проб
10.8.1. Пробоотборник заполняется водным 22%-ным раствором NaCI, включая резиновые трубки 4 (рис.9). Последние зажимаются пружинными зажимами, как показано на рис.9. Температура раствора должна быть не ниже максимальной температуры в газовом пространстве резервуара.
10.8.2. Промеряемый по длине резиновый шланг диаметром 5 мм опускается в резервуар, один конец шланга устанавливается в месте отбора пробы, другой - в замерном люке. Для исключения конденсации углеводородов в пробоотборном шланге необходимо выдержать его в резервуаре в течение времени, достаточном для принятия температуры газового пространства резервуара. Затем с помощью резиновой груши отсасывают воздух из шланга, прокачивая его таким образом паровоздушной смесью для отбора не менее чем пятикратным объемом.
10.9. При поступлении проб на анализ пробоотборник должен быть нагрет до температуры, превышающей температуру отбора проб для предотвращения конденсации тяжелых углеводородов в нем.
10.10. Пробы паровоздушной смеси, отобранные из промысловых резервуаров, в которые непосредственно поступает нефть из концевых сепарационных установок, анализируются на содержание углеводородов газоанализатором КГА1-1 косвенно, по содержанию кислорода. Концентрация углеводородов рассчитывается по формуле, доли объемные:
Содержание кислорода определяется поглощением его раствором пирогаллола в присутствии едкого калия. Раствор приготовляют по ГОСТ 5439.
Подготовку газоанализатора к работе и проведение анализа производят согласно инструкции по эксплуатации, прилагаемой к газоанализатору КГА1-1.
Результаты анализов уточняются контрольными хроматографическими анализами выборочных проб на предмет присутствия азота, выделившегося из нефти.
10.11. Пробы паровоздушной смеси, отобранные из резервуаров нефтеперекачивающих станций, допускается анализировать на содержание углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 с применением в качестве абсорбента керосина осветительного по ОСТ 38-01407 или топлива Т-1, ТС-1, Т-2 по ГОСТ 10227. В этих пробах мало метана и для его поглощения не требуется избыточное давление.
11. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ИССЛЕДОВАНИЙ И ПОРЯДКУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ
11.1. Проводят анализ действующих систем сбора, подготовки, транспортировки и хранения продукции скважин месторождений в целях выявления источников потерь нефти и распределения их по видам.
11.1.1. Выясняют организационный состав акционерного общества, для которого определяются потери нефти.
11.1.2. Устанавливают количество и наименование разрабатываемых месторождений.
11.1.3. По проектным схемам систем сбора нефти, газа и воды, проектам обустройства месторождений с учетом фактических отклонений от проектных решений определяют количество сепарационных узлов, состав их оборудования, наличие компрессорных станций (КС), конденсатосборников в газосборных сетях. Выясняют способы утилизации смеси конденсата и нефти из конденсатосборников и приемных сепараторов КС. Если жидкость из них выдувается в атмосферу или сжигается в факелах, то устройства предварительного отбора газа, нефтегазовые сепараторы или выносные газосепараторы являются источниками потерь капельной нефти от уноса газом.
11.1.4. Определяют количество установок предварительного сброса пластовых вод, места их расположения (на какой ДНС и т.д.), ознакамливаются с технологией подготовки пластовой воды для использования в системе поддержания пластового давления.
11.1.5. Определяют количество дожимных насосных станций, места их расположения, типы и количество насосов и дренажных емкостей на каждой ДНС.
11.1.6. Определяют количество центральных пунктов сбора нефти и газа, принадлежность каждого ЦПС, место расположения. На каждом ЦПС выясняют степень утилизации нефтяного газа второй и последующих ступеней сепарации нефти, жидкой фазы из конденсатосборников и приемных сепараторов КС. С учетом полученной информации принимают решение - являются ли нефтегазовые сепараторы источниками потерь нефти от уноса газом.
Выясняют, применяется ли на ЦПС подготовка нефти в резервуарах (в технологических и товарных). Если применяется, то резервуары будут источниками потерь нефти от испарения. Если не применяются, то источниками потерь будут являться только товарные резервуары.
Ознакамливаются с режимами работы резервуаров. Технологические резервуары могут эксплуатироваться в режиме динамического отстоя нефти, когда нефть с остаточным содержанием воды с установок подготовки поступает в нижнюю часть резервуара, а через стояк с верхнего уровня перетекает в товарный резервуар, из которого по мере накопления откачивается в магистральный нефтепровод. Такие резервуары могут эксплуатироваться в режиме заполнение-отстой-опорожнение. Товарные резервуары эксплуатируются в режиме заполнение-опорожнение или перекачки через резервуар.
Отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод на ЦПС являются источниками потерь нефти от уноса сточными водами, поступающими в систему поддержания пластового давления.
Дренажные емкости для сбора нефти из уплотнений насосов на ЦПС являются источниками потерь нефти от утечек из уплотнений.
11.1.7. В итоге проведенного анализа составляется таблица, представляющая распределение выявленных источников по видам потерь (графа - наименование вида потерь, графа - количество источников, графа - место расположения источника).
11.2. В зависимости от вида 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.
Таблица 6
Краткая характеристика методов определения потерь нефти от испарения
|
|
|
|
Наименование метода | Относительная среднеквадратичная погрешность | Трудоемкость | Область применения |
1. Измерение объема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара | 6-15 | Требуется проведение экспериментальных работ на действующих резервуарах | При заполнении герметизированных резервуаров емкостью не более 2000 м , если применяются счетчики |
2. Измерение концентрации углеводородных паров, вытесняемых из резервуаров | 9-15 | Требуется проведение экспериментальных работ на действующих резервуарах | При заполнении - опорожнении герметизированных резервуаров при хранении нефти в них |
3. По изменению углеводородного состава нефти в пробах, отобранных до и после резервуаров | 20-30 | Лабораторные работы, анализ химического состава нефти и газа | При ожидании больших величин потерь из единичного источника (например при вентиляции газового пространства резервуаров через неплотности или прокорродированные участки кровли) или из нескольких источников одновременно |
4. По изменению давления насыщенных паров нефти в пробах, отобранных до и после резервуаров | 10-20 | Лабораторные работы, анализы химического состава нефтяного газа, построение эталонных зависимостей ДНП | Для герметичных и негерметичных резервуаров при заполнении, опорожнении, отстое, из нескольких источников одновременно |
5. Расчетно- экспериментальный метод с использованием констант равновесия | 10-15 | Аналитические расчеты, минимум аналитических лабораторных работ - анализы химического состава проб нефти, отобранных до резервуаров, определение ДНП нефти после резервуаров по ГОСТ 1756, метод Б | При заполнении - опорожнении герметичных и негерметичных резервуаров, отстое нефти в них, из нескольких источников одновременно |
Из табл.6 следует, что наиболее рациональным методом определения потерь нефти от испарения является расчетно-экспериментальный метод с использованием констант равновесия, не требующий трудоемких экспериментальных работ в действующих резервуарных парках, наиболее механизированный, достаточно точный, с минимальными затратами на аналитические лабораторные работы для получения исходных данных.
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:
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. пп.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.
Приложение А
Обязательное
ПЕРЕЧЕНЬ
основного оборудования и контрольно-измерительных приборов для
определения потерь нефти от испарения
А.1. Метод определения потерь нефти измерением объема паровоздушной смеси
|
|
|
Полевое оборудование |
| |
Счетчик типа РГ (ТУ 25-02-030445-78) | 2-3 шт. | |
Диафрагмы, выполненные в соответствии с требованиями РД 50-213-80 | 4 шт. | |
U-образные манометры | 3 шт. | |
Дифференциальный манометр (ГОСТ 18140) | 2 шт. | |
Бутылки для отбора проб (ГОСТ 10117) | 50 шт. | |
Патрубок для соединения светового люка со счетчиком | 1 шт. | |
Максимальный и минимальный термометры (ГОСТ 112) | 4 шт. | |
Потенциометр (ГОСТ 9245) | 79 шт. | |
Термопара типа ТХК-0515, ТХА-0515 (ТУ 25-02-221133-78) | 6 шт. | |
Термометры ртутные лабораторные (ГОСТ 400-80) | 4 шт. | |
Трубки резиновые диаметром 5 мм (ГОСТ 5496) | 30 м | |
Противогазы шланговые (ГОСТ 12.4.121) | 4 компл. | |
Барометр-анероид (ТУ 25-04-1838-73) | 1 шт. | |
Пробоотборник (ГОСТ 14921), тип ПГО | 3 шт.
| |
Лабораторное оборудование |
| |
Хроматограф ЛХМ-8МД или другого типа с детектором по теплопроводности (ТУ 25-05.2815-82) | 1 шт. | |
Лупа измерительная (ГОСТ 25706) | 1 шт. | |
Набор сит "Физприбор" (ГОСТ 6613) | 1 шт. | |
Весы аналитические с погрешностью измерения ±0,0002 г (ТУ 25-06-1131-76) | 1 шт. | |
Печь муфельная с нагревом до 750-800 °С | 1 шт. | |
Шкаф сушильный с нагревом до 150 °С (ТУ 64-1-1411-76) | 1 шт. | |
Газоанализатор КГА1-1 (ОСТ 25.1256) | 2 шт. | |
А.2. Метод определения потерь нефти измерением концентрации углеводородных паров
|
Полевое оборудование |
Все по п.А.1, за исключением счетчиков, нормальных диафрагм, дифференциальных манометров. |
Лабораторное оборудование |
Все лабораторное оборудование по A.1.
|
A.3. Материалы и инструменты для прямых методов
|
|
Эпоксидная смола (составные элементы) (ГОСТ 10587) | 2 кг |
Мыло хозяйственное твердое. Общие технические условия (ГОСТ 30266) | 0,5 кг |
Кисти малярные. Технические условия (ГОСТ 10597) | 2 шт. |
Поглотитель к газоанализатору КГА1-1 - пирогаллол (ТУ 6-09-5319-86) | 2 кг |
Машинное масло (ГОСТ 20799) | 0,5 кг |
Хлористый кальций, гранулированный (ГОСТ 450) | 2 кг |
Керосин осветительный (ОСТ 38-01407) или топливо Т-1, Т-2, ТС-1 (ГОСТ 10227) | 3 л |
Наждачная бумага (ГОСТ 10054) | 0,5 |
Ключи омедненные (ГОСТ 2838) | 1 компл. |
Поваренная соль (ГОСТ 4233) | 2 кг |
Вакуумная смазка (ГОСТ 9433) | 0,1 кг |
Стеклянная воронка (ГОСТ 19908) | 2 шт. |
Фарфоровый стакан на 0,5 л, 2,0 л (ГОСТ 9147) | 2 шт. |
Метилоранж (ТУ 6-09-5319-86) | 20 г |
Соляная кислота (ГОСТ 3118) | 20 г |
Пробки для бутылок резиновые (ТУ 38.1051835-88) | 50 шт. |
Трубы латунные наружным диаметром 6 мм (ГОСТ 494) | 10 м |
Зажимы лабораторные | 40 шт. |
Стеклограф (ТУ 480-11-59-82) | 2 шт. |
Комплект слесарного инструмента | 1 шт. |
А.4. Метод определения потерь нефти по изменению углеводородного состава
|
|
Полевое оборудование | |
Пробоотборники ПГО (ГОСТ 14921) | 40 шт. |
Манометр образцовый МО (ТУ 25-05-1664-74) | 2 шт. |
Манометр избыточного давления (ГОСТ 2405) | 1 шт. |
Лабораторное оборудование | |
Все лабораторное оборудование по п.А.1, за исключением газоанализатора КГА1-1. | |
А.5. Метод определения потерь нефти по изменению давления насыщенных паров
|
|
|
Полевое оборудование |
| |
Пробоотборники ПГО (ГОСТ 14921) | 40 шт. |
|
Манометр образцовый типа МО (ТУ 25-05-1661-74) | 1 шт. |
|
Лабораторное оборудование |
| |
Аппаратура для определения давления насыщенных паров нефти, метод Б (ГОСТ 1756) | 2 компл. | |
Весы лабораторные квадратные модель ВЛКТ-500г-М (ТУ 25-06.1101-79), погрешность взвешивания 20 мг | 1 шт. | |
Установка для разгазирования проб нефти и герметичной загрузки ее в аппарат ДНП | 1 шт. | |
Устройство для герметичного перевода разгазированной нефти в стаканы для испарения, а из них в аппарат ДНП | 1 шт. | |
Стаканы емкостью 250 мл из оргстекла для испарения нефти | 4 шт. | |
А.6. Расчетно-экспериментальный метод определения потерь нефти с использованием
констант равновесия
|
|
Полевое оборудование | |
Пробоотборники ПГО (ГОСТ 14921) | 40 шт. |
Манометр образцовый типа МО (ТУ 25-05-1664-74) | 1 шт. |
Лабораторное оборудование | |
Компьютер | 1 шт. |
Дискета с программой расчета | 1 шт. |
Лабораторное оборудование по п.А.1, за исключением газоанализатора КГА1-1 |
|
Аппарат для определения давления насыщенных паров нефти, метод Б (ГОСТ 1756) | 1 шт. |
Приложение Б
Обязательное
ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СРЕДСТВ
|
|
|
|
Наименование, тип | ГОСТ, ТУ | Диапазон измерений | Данные о погрешности измерений |
Счетчики газа ротационные (РГ) | ТУ 25-02-030445-78 | 40-1000 м /ч | ±1,5-3% |
Микроманометр | ТУ 14-13-015-79 | 0-2,4 кПа | Кл.точности 1,0 |
Манометр образцовый | ТУ 25-05-1664-74 | 0-0,16 МПа | Кл.точности 0,4 |
Термометр метеорологический (ТМ) | -35-50 °С | ±0,2-С | |
Термометр ртутный лаб. | 0-50 °С | ±0,2-С | |
Потенциометр постоянного тока (ПП-63) | 0-100 мв | Кл.точности 0,02 | |
Газоанализатор КГА1-1 | ОСТ 25.1256 | 0-100% | ±0,2% |
Приложение В
Обязательное
ПРЕДЕЛЬНАЯ ПОГРЕШНОСТЬ ПОКАЗАНИЙ СЧЕТЧИКОВ ГАЗА РОТАЦИОННЫХ
ТИПА РГ (ТУ 25-02-030445-78)
|
|
|
|
|
|
|
Наименование, тип | Модификация счетчиков | |||||
| РГ-40 | РГ-100 | РГ-250 | РГ-400 | РГ-600 | РГ-1000 |
Номинальный расход, м /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
ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПОГРЕШНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЯ АНЕМОМЕТРОМ СКОРОСТИ
ВЫХОДЯЩЕЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРА ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ, %
(анемометр ручной чашечный МС-13 ГОСТ 6376)
|
|
, м/с |  , % |
1 | 36,0 |
2 | 21,0 |
3 | 16,0 |
4 | 13,5 |
5 | 12,0 |
6 | 11,0 |
7 | 10,3 |
8 | 9,8 |
9 | 9,4 |
10 | 9,0 |
11 | 8,7 |
12 | 8,5 |
13 | 8,3 |
14 | 8,2 |
15 | 8,0 |
16 | 7,9 |
17 | 7,8 |
18 | 7,7 |
19 | 7,6 |
20 | 7,5 |
НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
|
|
ОСТ 25.1256-86 * | Комплект газоаналитический КГА1-1 |
| |
Газ сухой. Метод определения компонентного состава | |
Рулетки измерительные металлические. Технические условия | |
Нефть. Метод определения содержания углеводородов С -С | |
Эталоны. Способы выражения погрешностей | |
МИ 2083-90 ГСИ | Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей |
Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров | |
Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб | |
Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности | |
МИ 2153-91 | Плотность нефти при учетно-расчетных операциях, методика выполнения измерений ареометром |
Нефтепродукты. Методика количественного определения содержания воды | |
Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб | |
Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия | |
Бутылки стеклянные для пищевых жидкостей. Технические условия | |
Газ горючий природный, методы отбора проб | |
Газы горючие природные и искусственные. Метод определения объемной доли компонентов на комплектах для газовых анализов типа КГА | |
ОСТ 38-01407-86 | Керосин осветительный. Технические условия |
Топлива для реактивных двигателей. Технические условия | |
Манометры дифференциальные ГСП. Общие технические условия | |
Термометры метеорологические стеклянные. Технические условия | |
Потенциометры постоянного тока измерительные. Общие технические условия | |
Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия | |
Трубки резиновые технические. Технические условия | |
Противогазы промышленные фильтрующие. Технические условия | |
ОСТ 251117-83 | Барометры. Общие технические условия |
ТУ 25-04-1838-73 | Барометр-анероид типа БАММ-1 |
Лупы. Типы, основные параметры. Общие технические условия | |
Сетки проволочные тканые с квадратными ячейками. Технические условия | |
ГОСТ 10587-93 | Смолы эпоксидно-диановые неотвержденные. Технические условия |
Мыло хозяйственное твердое. Общие технические условия | |
Масла индустриальные. Технические условия | |
Кальций хлористый технический. Технические условия | |
Шкурка шлифовальная бумажная водостойкая. Технические условия | |
Ключи гаечные. Технические условия | |
Натрий хлористый. Технические условия | |
Смазка ЦИАТИМ-221. Технические условия | |
Кисти малярные. Технические условия | |
Тигли, чаши, стаканы, колбы из кварцевого стекла. Технические условия | |
ГОСТ 9147- 80Е | Посуда и оборудование лабораторные фарфоровые. Технические условия |
Кислота соляная. Технические условия | |
Трубы латунные. Технические условия | |
ТУ 480-11-59-82 | Карандаши по стеклу и фарфору |
Манометры, вакуумметры и др. Общие технические условия | |
Анемометры ручные. Технические условия | |
