РД 153-39.2-048-00

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ НЕФТИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) Разработчики: А.Г. Гумеров; М.Г. Векштейн; И.С. Бронштейн;

М.Ф. Коваленко; Р.Р. Мухаметзянов

СОГЛАСОВАН Госгортехнадзором России (письмо № 10-03/702 от 09.11.99г.)

АТТЕСТОВАН ГП ВНИИ метрологии им. Д.И. Менделеева (Свидетельство об аттестации МВИ № 2580-4-99 от 21.09.99 г.)

2    ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Министра топлива и энергетики Российской Федерации от 10.04.2000 г. № 108

3    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

11

РД 153-39.2-048-00

3.3.5    Пробы нефти доставляются в лабораторию, подготавливаются к хроматографическим и иным анализам. Подготовка проб к анализам заключается в обезвоживании нефти, если в этом есть необходимость (например, если пробы водонефтяной эмульсии отбирались после КСУ до сырьевых резервуаров). В необходимости обезвоживания проб нефти убеждаются, подвергнув их анализу на количественное содержание воды по ГОСТ 2477 или используя влагомер.

3.3.6    Для обезвоживания водонефтяную эмульсию без разгазирования перепускают в другой пробоотборник с водным раствором деэмульгатора. Перемешивание эмульсии с деэмульгатором достигается резким переворачиванием и встряхиванием пробоотборника. Содержание воды в нефти должно соответствовать требованиям ГОСТ 9965.

3.4 Операции при выполнении косвенных измерений технологических потерь нефти от испарения из резервуаров

3.4.1    При выполнении косвенных измерений производят определение линейной зависимости общей величины потерь углеводородов от натурального логарифма давления насыщенных паров для каждой пробы нефти, отобранной до источника потерь (сырьевых или товарных резервуаров).

3.4.1.1    Определяют без разгазирования (на уровне испарения из пробы легких углеводородов, равном нулю) давление насыщенных паров пробы нефти по ГОСТ 1756, метод Б. При этом топливную камеру аппарата 6 предварительно заполняют 10 % водным раствором NaCl (см. рисунок 2). Заполнение производят в следующем порядке. Отсоединяют сосуд 14 от вентиля 15 и подсоединяют его к вентилю 7. Открывают вентиль 7, пробковые краны 8 и 9, вентиль 11, поднимают сосуд 14 выше вентиля 11. Заполнение продолжается до вытекания раствора через вентиль 11. Закрывают вентили 7, 11, пробковые краны 8, 9, отсоединяют сосуд 14 и присоединяют его обратно к вентилю 15.

Затем герметично загружают нефть в топливную камеру аппарата. Для этого открывают выходной вентиль пресса 5, создают прессом, цилиндр которого заполнен 10 % водным раствором NaCl, давление 49 кПа в нижней трубке 12, открывают нижний и верхний вентили пробоотборника 4, поддерживая давление в системе 49 кПа, открывают вентиль 11 и вытесняют воздух из верхней трубки 13 под этим давлением. Закрывают вентиль 11, открывают пробковые

РД 153-39.2-048-00

1

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

10 - тройник, 11 - вентиль, 12 - трубка нижняя, 13 - трубка верхняя,

14 - сосуд с раствором NaCl

Рисунок 2 - Схема герметичной загрузки нефти в топливную камеру аппарата для определения давления насыщенных паров

9

краны 8, 9, вентиль 7 и, не меняя давление, перепускают нефть из пробоотборника в топливную камеру 6 до ее появления на выходе вентиля 7. Убедившись в том, что выливается из вентиля нефть без примесей воды, все вентили и краны в системе закрывают.

3.4.1.2 Определяют давление насыщенных паров пробы нефти после искусственного испарения из нее 0,5 % мае., т.е. при величине потерь ст = 0,5 % от массы исходной нефти.

Уровень испарения 0,5 % мае. определяется следующим образом. Сырая нефть, отобранная после КСУ до сырьевых резервуаров, разгазируется при атмосферном давлении и комнатной температуре (20 °С) с помощью установки ОГФ. Для этого 240 см³ нефти по схеме в соответствии с рисунком 2 под избыточным давлением 49 кПа загружается в первый аппарат установки ОГФ в соответствии с рисунком 3. Перед загрузкой каналы в донышках аппаратов и теплоизолированная трубка (18), соединяющая аппараты, промываются потоком загружаемой нефти под давлением 49 кПа. Для промывки и последующей загрузки пробоотборник соединяется медной трубкой с первым аппаратом установки ОГФ. В пробоотборнике прессом создается и поддерживается давление 49 кПа. Последовательно открывают выходной вентиль пробоотборника, входной вентиль первого аппарата, незначительно приподнимают винтовой парой (3) поршень в первом аппарате, открывают выходной вентиль первого аппарата (8), входной вентиль (9) второго аппарата, открывают выходной вентиль (10) второго аппарата. Во время этих операций, а также в процессе промывки давление на манометрах (6) и (12) аппаратов должно быть около 49 кПа. Промывку заканчивают в следующем порядке: полностью опускают поршень во втором аппарате, закрывают выходной вентиль (10) второго аппарата, выходной вентиль первого аппарата (8).

Разгазирование нефти начинают с того, что в аппаратах устанавливают температуру 20 °С, в первом аппарате поршнем поднимают давление до 0,8 МПа, во втором аппарате давление атмосферное. Полностью открывают выходной вентиль первого аппарата и незначительно входной вентиль (9) второго аппарата. Поддерживая поршнями давление 0,8 МПа в первом аппарате и атмосферное давление во втором аппарате, дросселируют нефть во второй аппарат. В процессе дросселирования из нефти интенсивно выделяется газ. Когда поршень первого аппарата коснется донышка, во втором аппарате замеряют общий

РД 153-39.2-048-00

в ода

1 - аппарат первый, 2 - аппарат второй, 3 - винтовая пара, 4 - термопара,

5 - поршень, 6 - манометр, 7 - вентиль, 8 - вентиль выходной,

9 - вентиль входной, 10 - вентиль выходной, 11 - вентиль для отбора газа, 12 - манометр, 13 - сосуд Дюара для льда, 14 - потенциометр 1111-63,

15 - термостат, 16 - термостат, 17 - указатель, 18 - трубка

Рисунок 3 - Схема установки для определения остаточного газового фактора нефти

11

объем нефти и газа по шкале и лимбу измерительного блока (2). Затем полностью открывают входной вентиль (9) второго аппарата и под давлением 10 кПа на манометре первого аппарата перепускают только жидкую фазу в первый аппарат. Закрывают входной вентиль второго аппарата, поднимают давление в первом аппарате до 0,8 МПа и снова производят дросселирование нефти во второй аппарат, замеряют общий объем нефти и газа во втором аппарате. Если после четырехкратного дросселирования общий объем нефти и газа не изменяется, то считают разгазирование законченным. В противном случае перепуск и дросселирование повторяются.

После разгазирования нефть из установки ОГФ через резиновый шланг сливается под давлением 5 кПа в специальный цилиндр (ГОСТ 18481) для определения плотности нефти по ГОСТ 3900 ареометром. Пробы нефтяного газа вводятся в хроматограф для определения компонентного состава по ГОСТ 14920 и плотности газа.

Установка ОГФ снова промывается и загружается нефтью объемом 240 см³. Производят разгазирование нефти, замеряют общий объем разгазированной нефти и газа V, см³.

Пустой стакан с поршнем, опущенным до дна стакана с помощью устройства (рисунок 4), взвешивают на квадрантных весах модели ВЛКТ-500г-М, предварительно заполнив дистиллированной водой (от 1 до 2 см³) продольный канал диаметром 4 мм в штоке поршня.

Во взвешенный стакан с поршнем перепускают из установки ОГФ разгази-рованную нефть в количестве от 190 до 200 см³ по резиновому шлангу длиной 20 см и внутренним диаметром 4 мм под давлением от 5 до 10 кПа. Перепуск нефти производится путем медленного подъема поршня с помощью винтовой пары устройства.

Заполненный нефтью стакан с поршнем отсоединяют от резинового шланга и взвешивают на квадрантных весах. Массу его обозначают символом m_ci и выражают в граммах.

Остальную нефть из установки ОГФ сливают в мерный цилиндр по ГОСТ 1770 емкостью 100 см³. В этот же цилиндр сливают нефть из резинового шланга при продувке его перед перепуском нефти в стакан и после перепуска.

1 - стаканчик, 2 - поршень, 3 - кольцо уплотнительное резиновое, 4 - кольцо разрезное стопорное, 5 - винтовая пара,

6 - упор, 7 - направляющая, 8 - кронштейн

Рисунок 4 - Схема устройства для герметичного перевода проб нефти

Замеряют объем нефти в мерном цилиндре V₀, см³.

Массу нефти в мерном цилиндре определяют произведением объема нефти V₀ и плотности разгазированной нефти.

Массу нефти в стакане mi, г, определяют по разности масс заполненного и пустого стакана с поршнем.

Массу разгазированной нефти в установке ОГФ ш_н, г, определяют суммой масс нефти в стакане и мерном цилиндре.

Объем разгазированной нефти в установке ОГФ V_H, см³, определяют делением массы разгазированной в установке ОГФ нефти на ее плотность.

Объем нефтяного газа V_r, см³, в установке ОГФ, выделившегося из нефти в процессе разгазирования при 20 °С (Т = 293 К) и атмосферном давлении определяют по разности общего объема нефти и газа V и объема разгазированной нефти V_H.

Атмосферное давление Р, кПа, замеряют барометром-анероидом.

Приводят объем газа V_r к нормальным условиям (Р_о=101,325 кПа,Т₀=273 К) по формуле

Р- V_r-T₀

v_ro= -.    (3)

Т-Ро

Массу газа в установке ОГФ ш_г, г, определяют произведением объема газа V_ro в дм³ и плотности газа р_г в г/дм³ при нормальных условиях.

Потери легких углеводородов нефти от разгазирования ст_р, % мае., следует вычислять по формуле

ш_г•100 %

°_Р=-•    (4)

т, + т„

Массу нефти в стакане ш₂, г, соответствующую величине потерь легких углеводородов из исходной (неразгазированной) нефти на уровне су % мае., следует вычислять по формуле

mi • (100 - а)

ш₂ =

100 - а_г

РД 153-39.2-048-00

Для доведения массы нефти в стакане до значения ш₂ поршень выдвигают полностью из стакана, и все устройство помещают в вытяжной шкаф. Испарение нефти продолжается от 5 до 30 мин в зависимости от величины потерь а. Затем поршень опускают в стакан, отсоединяют от устройства и взвешивают стакан с поршнем на квадрантных весах.

Если вес стакана со всем содержимым m_c2, г, будет равен численному значению выражения:

ш_с2 = Ш_С1 - Ш] + ш₂ ,    (6)

то испарение легких углеводородов из нефти считается законченным; если больше, то испарение продолжают до получения равенства (6).

Затем определяют давление насыщенных паров этой нефти. С помощью винтовой пары устройства (рисунок 4) нефть из стакана перепускают в топливную камеру аппарата.

Схема перепуска аналогична схеме загрузки нефти в топливную камеру (рисунок 2), только вместо пробоотборника и пресса применяется устройство для герметичного перевода проб нефти, вместо трубки верхней (13) и соединенного с ней манометра (2) применяется резиновая трубка (ГОСТ 5496) длиной 200 мм и внутренним диаметром 4 мм. Давление на манометре после топливной камеры не более 10 кПа. При перепуске из резиновой трубки потоком нефти сначала удаляется через вентиль 11 воздух, а затем нефть направляется в топливную камеру.

3.4.1.3    Определяют давление насыщенных паров пробы нефти после испарения из нее 1,0; 1,5; 2,0 % от массы исходной нефти. Порядок определения изложен в 3.4.1.2. Значения уровней потерь а и соответствующие им давления насыщенных паров P_Si для краткости называем табличными.

3.4.1.4    Для проб подготовленной нефти, отобранных до товарных резервуаров, табличные значения а, и P_si получают без предварительного разгазирования нефти в установке ОГФ.

3.4.1.5    Давление насыщенных паров проб нефти, отобранных после источника потерь, определяют без разгазирования по ГОСТ 1756, метод Б. При этом загрузку нефти в топливную камеру аппарата ДНП производят по схеме (рисунок 2) под избыточным давлением 49 кПа.

15

3.5. Определение остаточного газового фактора пробы нефти, отобранной до сырьевых резервуаров

3.5.1    Остаточный газовый фактор нефти определяется отношением объема или массы газа, выделившегося из нефти, к массе оставшейся нефти в условиях динамического равновесия между жидкой и газовой фазами при абсолютном давлении 0,105 МПа и температуре сепарации нефти на КСУ. Остаточный газовый фактор нефти измеряется в нм³/т, кг/т разгазированной (оставшейся) нефти.

3.5.2    Исходными данными для определения остаточного газового фактора нефти являются температура нефти на выходе из сепараторов КСУ, °С; абсолютное давление в газовом пространстве сепараторов КСУ, МПа.

3.5.3    Если абсолютное давление в сепараторах КСУ превышает 0,105 МПа, то производят разгазирование 240 см³ нефти в установке ОГФ при абсолютном давлении 0,105 и температуре сепарации нефти на КСУ способом, изложенным в 3.4.1.2. Температура в аппаратах установки ОГФ контролируется термопарами ТХК-0515 (ТУ 25-02-221133) и потенциометром ПП-63 по ГОСТ 9245, давление - манометром образцовым типа МО по ТУ25-05-1661 с верхним пределом измерения избыточного давления 100 кПа, манометром типа МТИ по ГОСТ 2405, класс точности 0,6 , с верхним пределом измерения избыточного давления 1,6 МПа. Замеряется общий объем нефти и газа во втором аппарате установки ОГФ, V, см³.

3.5.4    Разгазированная нефть из установки ОГФ под давлением 0,105 МПа сливается через резиновый шланг (1 = 300 мм, внутренний диаметр 4 мм) в мерный цилиндр (V = 250 см³), ГОСТ 1770, находящийся в водяной бане при температуре t_c. Сюда же сливается нефть из резинового шланга. Замеряется объем нефти V_b см³. Плотность слитой нефти р_н, г/см³, определяется по МИ 2153-91 при температуре t_c ареометром.

3.5.5    Нефтяной газ, поджимаемый поршнем (0,105 МПа), через вентиль (11), резиновый шланг и ловушку, заполненную поглотителем влаги - хлористым кальцием, после предварительной продувки их 3-кратным объемом нефтяного газа, отбирается в шприц объемом 5 см³ (эта операция повторяется дважды) на хроматографический анализ компонентного состава по ГОСТ 14920 и для определения плотности газа по составу при нормальных условиях, р_г, г/дм³. Остальной газ через выходной вентиль (10) и резиновую трубку выпускается в

РД 153-39.2-048-00

Содержание

1    Область применения......................................................................1

2    Нормативные ссылки.....................................................................2

3    Метод определения потерь нефти от испарения по изменению давления насыщенных паров................................................................4

3.1    Теоретическая основа метода........................................................4

3.2    Средства измерений, вспомогательные устройства, смазка...................5

3.3    Операции при подготовке к выполнению косвенных измерений технологических потерь нефти от испарения из резервуаров........................6

3.4    Операции при выполнении косвенных измерений технологических потерь нефти от испарения из резервуаров.......................................8

3.5    Определение остаточного газового фактора пробы нефти, отобранной

до сырьевых резервуаров............................................................16

3.6    Операции обработки и вычислений результатов измерений..................17

4    Метод определения потерь нефти от испарения по концентрации угле

водородных паров, вытесняемых из резервуаров..............................18

4.1    Теоретическая основа метода.......................................................18

4.2    Средства измерений, вспомогательные устройства, материалы............20

4.3    Операции при подготовке к выполнению косвенных измерений технологических потерь нефти от испарения из резервуаров......................22

4.4    Операции при выполнении косвенных измерений

технологических потерь нефти от испарения из резервуаров...............26

4.5    Операции обработки и вычислений результатов

измерений..............................................................................28

5    Определение технологической эффективности применения

систем улавливания легких фракций нефти из резервуаров...................32

6    Нормативы, процедура и периодичность контроля величины и по

грешности косвенных измерений сезонных технологических потерь нефти от испарения из резервуаров при отключенной и подключенной системе УЛФ...........................................................................35

7    Требования к оформлению результатов косвенных измерений се

зонных технологических потерь нефти от испарения из резервуаров при отключенной и подключенной системе УЛФ............................36

111

РД 153-39.2-048-00

мерный цилиндр, ГОСТ 1770, емкостью 10 см³, в него же стекают остатки нефти, налипшие на стенках аппарата и вытесняемые поршнем при его ходе в нижнее положение.

Объем остатков нефти AV_H замеряется в мерном цилиндре и складывается с объемом нефти Vi (пункт 3.5.4), получается объем разгазированной нефти в установке ОГФ, V_H, см3.

Объем нефтяного газа в установке ОГФ V_r (см3) при температуре t_c определяется как разность между общим объемом нефти и газа в установке V и объемом разгазированной нефти У_н.

3.6 Операции обработки и вычислений результатов измерений

3.6.1 Коэффициенты "а" и "Ь" для нахождения аналитической зависимости

(1) для данной пробы нефти должны рассчитываться по способу наименьших

квадратов, т.е. решая систему уравнений с двумя неизвестными:

Г

X (cii - b + aln P_si) = 0

i=i

<

X (<7i - b + а • In P_Si) • In P_si = 0 ,

\

где Ci и P_Si - табличные значения величин, полученных в результате измерений, % мае., кПа.

3.6.2    Остаточный газовый фактор нефти Г, кг/т, в соответствии с определением (3.5.1) должен рассчитываться по формуле

283,06 • V_r • р_г

Г=- ,    (8)

V_H • рн • Те

где Тс - абсолютная температура сепарации нефти на КСУ, К;

283,06 - константа, которая появляется после выполнения действий 0,105 МПа • 273,15 К / 0,101325 МПа.

3.6.3    Потери нефти за одно испытание вычисляют по формулам (1 и 2), подставляя в них обработанные результаты измерений, % мае.

17

РД 153-39.2-048-00

8    Требования к квалификации операторов...........................................37

9    Требования к обеспечению безопасности выполняемых работ...............38

10    Требования к обеспечению экологической безопасности....................39

Приложение А Форма титульного листа.............................................40

Приложение Б Образец текста технического отчета и формы таблиц для

занесения исходных данных.........................................41

Приложение В Форма таблицы для занесения результатов расчетов..........44

Список использованных источников...................................................46

IV

руководящий документ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ НЕФТИ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

Дата введения 2000-06-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1    Методика применяется для оценки сокращения потерь нефти от испарения из сырьевых и товарных (в том числе товарно-технологических) резервуаров нефтяных промыслов, герметизированных системами улавливания легких фракций нефти (УЛФ) с подпиткой резервуаров нефтяным газом.

1.2    Косвенно измеряемой величиной являются сезонные технологические потери нефти от испарения из резервуаров при отключенной и подключенной системе УЛФ, то есть за весенне-летний или осенне-зимний период.

1.3    Диапазон измерения технологических потерь нефти от испарения из резервуаров 0,001 % и выше от массы исходной нефти.

1.4    Потери нефти от испарения есть случайная величина, зависящая от углеводородного состава нефти, ее метастабильности, а также целого ряда технологических параметров. Поэтому погрешность измерений, с которой определяется величина потерь, зависит от количества ее испытаний (наблюдений). Рекомендуется ограничиваться десятью испытаниями в каждый период года.

1.5    Приписанная характеристика погрешности измерения - относительное среднее квадратичное отклонение не более 20 % при величине технологических потерь 0,10 % мае. и выше; от 20 % до 35 % - при величине технологических потерь, находящейся в интервале от 0,04 % до 0,10 % мае.

1

РД 153-39.2-048-00

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем руководящем документе использованы ссылки на следующие документы:

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений ГОСТ 112-78 Термометры метеорологические стеклянные. Технические условия

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 450-77 Хлористый кальций гранулированный ГОСТ 494-90 Трубы латунные. Технические условия ГОСТ 1756-52 Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров

ГОСТ 1770-74 Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Технические условия

ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 3118-77 Кислота соляная. Технические условия ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

ГОСТ 5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия ГОСТ 9245-79 Потенциометры постоянного тока измерительные. Общие технические условия

ГОСТ 9433-80 Смазка ЦИАТИМ-221. Технические условия ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия

ГОСТ 10117-91 Бутылки стеклянные для пищевых жидкостей. Технические условия

ГОСТ 10227-86 Топлива для реактивных двигателей. Технические условия ГОСТ 14920-79 Газ сухой. Метод определения компонентного состава ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб

РД 153-39.2-048-00

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Технические условия

ОСТ 25.1256-86 Комплект газоаналитический КГА1-1

ОСТ 38-01407-86 Керосин осветительный. Технические условия

ТУ 6-09-5319-86 Поглотитель к газоанализатору КГА1-1 -пирогаллол

ТУ 25-02-221133-78 Термопары типа ТХК-0515, ТХА-0515

ТУ 25-04-1838-73 Барометр-анероид типа БАММ-1

ТУ 25-06.1101-79 Весы лабораторные квадрантные технические модели ВЛКТ-500г-М

ТУ 25-05-1661-74 Манометры образцовые типа МО ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТУ 38.1051835-88 Пробки для бутылок резиновые ТУ 64-1-964-79 Зажимы для резиновых трубок пружинящие ТУ 480-11-59-82 Карандаши по стеклу и фарфору

РД 153-39-019-97. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации

3

РД 153-39.2-048-00

3 МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

ЗЛ Теоретическая основа метода

ЗЛЛ Метод позволяет установить величину технологических потерь нефти в диапазоне от 0,06 % мае. и выше [1].

3.1.2 Метод основан на использовании линейной зависимости величины потерь легких углеводородов нефти от натурального логарифма давления насыщенных паров (РД 153-39-019-97):

ст = Ь-а-1пР₈ ,    (1)

где а - величина потерь легких углеводородов нефти от испарения из резервуаров, % от массы исходной нефти, т.е. от массы нефти до источника потерь;

b и а - коэффициенты, определяющие положение прямой а = f (In P_s) на плоскости, полученные при обработке экспериментальных данных способом наименьших квадратов;

P_s - давление насыщенных паров проб нефти после резервуаров по ГОСТ 1756, метод Б, кПа.

ЗЛ.З Выделившиеся в резервуарах из нефти легкие углеводороды полностью относятся к технологическим потерям нефти от испарения, если абсолютное давление в сепараторах концевой сепарационной установки (КСУ) не превышает 0,105 МПа. При давлениях сепарации более 0,105 МПа потери из сырьевых технологических резервуаров подлежат дифференциации: на потери нефтяного газа и потери нефти от испарения. Последние определяются по разнице между общей величиной потерь углеводородов 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 на КСУ:

ст_н = (Ь - а • In P_s) - Г • 10'¹ / (1 + Г • 10'³),    (2)

где ст_н - потери нефти от испарения, % от массы неразгазированной нефти;

РД 153-39.2-048-00

(b - а • In P_s) - общая величина потерь углеводородов из резервуаров, % от массы неразгазированной нефти;

r-lO'V^+r-lO"³) - масса нефтяного газа, выраженная в процентах от массы неразгазированной нефти;

Г - остаточный газовый фактор пробы нефти, отобранной до сырьевых резервуаров, кг/т разгазированной нефти.

3.2 Средства измерений, вспомогательные устройства, смазка

3.2.1    Аппарат и комплект вспомогательных устройств для определения давления насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756, метод Б.

3.2.2    Термостат жидкостной с диапазоном регулирования от 10 до 60 °С, обеспечивающий поддержание температуры в водяной бане емкостью 10 л с максимальным отклонением ± 0,2 °С - 4 шт.

3.2.3    Водяная баня - стеклянный сосуд высотой 260 мм с основанием 184x184 мм и толщиной стенки 5 мм.

3.2.4    Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 по ТУ 25-2021.003 - 5 шт.

3.2.5    Манометр образцового типа МО по ТУ 25-05-1661 с верхним пределом измерения избыточного давления 0,1 МПа, диаметром корпуса 160 мм.

3.2.6    Манометр типа МТИ по ГОСТ 2405, класс точности 0,6; с верхним пределом измерения избыточного давления 0,16 МПа.

3.2.7    Пробоотборники типа ПГО по ГОСТ 14921, емкостью 2 и 4 дм³.

3.2.8    Пресс поршневой, рисунок 2, с полезной емкостью цилиндра 1,445 дм³.

3.2.9    Установка для определения остаточного газового фактора (установка ОГФ), рисунок 3.

3.2.10    Потенциометр постоянного тока типа ПП-63 по ГОСТ 9245, класс точности 0,05.

3.2.11    Устройство для герметичного перевода проб нефти, рисунок 4.

3.2.12    Весы лабораторные квадрантные технические по ТУ 25-6.1101 модели ВЛКТ-500г-М.

3.2.13    Ареометры типа АОН-1 по ГОСТ 18481, и цилиндры для ареометров

1    39/265 поГОСТ 18481.

3.2.14    Мерные цилиндры по ГОСТ 1770 емкостью 250 см³ с ценой деления

2    см³.

5

РД 153-39.2-048-00

3.2.15    Барометр - анероид типа БАММ-1 по ТУ 25-04-1838.

3.2.16    Хроматограф "Цвет-500М" для определения компонентного состава сухого нефтяного газа по ГОСТ 14920.

3.2.17    Термос с тающим льдом для спая термопары.

3.2.18    Смазка ЦИАТИМ-221 (ГОСТ 9433).

Примечания

1    Указанные средства измерений должны быть поверены или аттестованы в соответствии с ГОСТ Р8.563.

2    Допускается применять другие средства измерений или устройства с аналогичными или лучшими характеристиками.

3.3 Операции при подготовке к выполнению косвенных измерений технологических потерь нефти от испарения из резервуаров

3.3.1    В каждом периоде года (осенне-зимнем, весенне-летнем) на несколько суток отключают систему УЛФ. В течение первых трех суток газовое пространство резервуаров переходит в исходное состояние - насыщается воздухом.

3.3.2    Затем ежесуточно производят отбор одной пробы нефти до источника (или группы источников) потерь и одной пробы нефти после этого источника (или группы источников). Таких парных отборов проб должно быть не менее 10 для каждого источника или группы источников.

Пробы до источника потерь (или группы источников) отбираются в пробоотборники емкостью 4 дм³, после источника - 2 дм³. Временной интервал между отборами пробы нефти до источника и соответствующей ей пробы после источника должен быть по возможности сокращен.

3.3.3    Пробы нефти отбираются по ГОСТ 2517 в пробоотборники типа ПГО (ГОСТ 14921).

3.3.4    Отбор пробы производится в соответствии с рисунком 1 в местах интенсивного перемешивания потока нефти (вертикальные и наклонные участки нефтепровода) герметично "мокрым" способом, то есть вытеснением нефтью из пробоотборника 10 % водного раствора поваренной соли. Вытеснение рассола регулируется вентилем 4 таким образом, чтобы давление в пробоотборнике было больше давления разгазирования нефти.