внииспт

НЕФТЬ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СРЕДСТВ СОКРАЩЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УБЫЛИ НЕФТИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ РД 39 - 0147103 * 289- 68

Министерство нефтяной промииленностн

ВНИИСПТнефть

ПВЕЙЩЕН

гашиш шаенерда Главтранонефти В.Х.Галпмы 25 Декабря 1987 года

ИНКША РАСЧЕТА ЭФФЕКТИВНОСТИ

стаств ссшдаш кяЕсташюй

шт на шшэдыщ:

РД 39-QI47IC

10

опорожнение” на режим "подключенные резервуары", что устраняет или уменьшает потери от "больших дыханий”.

2*8*2. При переводе резервуаров с работы в режиме "заполнение - опорожнение" на режим "подключенные” происходит сокращение потерь нефти из резервуаров в среднем на 70 % от величины естественной убыли при работе резервуаров в режиме "заполнение - опорожнение”.

2.8.3.    При переводе нефтеперекачивапдей станции на режим ра* боты "из насоса в насос” происходит сокращение потерь нефти от

испарения при выводе резервуаров, работавших в режиме "заполнение - опорожнение”, на 100 %\ резервуаров, работавших в режиме "подключенные", на 30 %+

2*9. Окраска наружной поверхности резервуаре

8*9Л« Окраска наружной поверхности резервуара в светлые тона уменьшает пределы суточных колебаний температуры нефти и смеси ларов нефти с воздухом в газовом пространстве резервуаров, то есть уменьшает потери нефти от испарения из резервуаров при "малых дыханиях" /11,12/.

2*9,2. При температуре нефти в резервуарах выше температуры окружающего воздуха снижение потерь нефти от яслареннп при окраске резервуара светоотрадалщими красками практически отсутствует.

2.9.3.    Эффективность окраски наружной поверхности резервуара в сокращении потерь нефти имеет место при работе резервуара в режиме "подключенные” и при длительном хранении. При работе резервуара в режиме "заполнение - опорожнение” с ковффициентом оборачиваемости более 200 раз в род окраска резервуара в светлые тона практически на величину потерь не влияет.

2.9.4» В нормах естественной убыли нефти из резервуаров учтены потери от испарения нефти из реаеруаров с давностью окраски от 4 до 5 лет.

n

2,9.5» Порш! и второй вод авоиуатшрш свсиаокрашенного ре-аеряуара сокращает величину потерь от поваренка на 7 % от величины нормативной естественной убыли.

£.9.6» При зноплуатацки резервуеров в давность» окраски от 2 до 4 дет вкжпчктельно величина потерь от испарения кв резервуаров сокращается на 3 2 от величины нормативной естественной убыли.

2.9.7. При нннндатацт резервуаров е давность» окраски 5 дат И вше величина потерь от испарения повшаетсл каждый год на 3 £

ОТ ветчины нормативной естественной убыли.

2.10.    Равмнващие головки в резервуарах

2.10.1.    Применение систем размыва осадка предотвращает накопление парафинистого осадка в резервуарах, вовлекая <trv в товарную нефть /13,14/.

2.10.2.    Раэкшавдие уотройотва устанавливаются в резервуарах таяв РВС к£БР.

2.10.3.    Эффективность иеподьвованкя систем размыва осадка в резервуарах о палы» сокращения потерь нефти в резервуарах зависит ет фыаико-хямичаспос свойств нефти, определяющих высоту осадка верафииа а резервуаре.

2.10.4» Эффективность в совращении потерь нефти из резервуаров еаотеыы размыва в предотвращения накопления парафинистого осадка, эдсплуаткруемай согласно инструкции РД 39-30-567-81 /13/ составляет 3.1(Г^г % от количества нефти, цровадвей через резервуары.

2.11.    Внедрение автоматизированных систем замера уровня к температуры нефти

2.II.I. Внедрение автонзтяэкровзнпк систем замера уровня типа УД-8М, УДУ-IOJt и др. и температуры нефти в резервуарах (устройств типа ТСМ—10-42) исключает потери нефти, происходящие через замерный люк при ручном измерении, за счет ликвидации выход а паровоэдуяной смеси из замерного дока/15/.

12

2.11.2.    Величина потерь нефти черве замерный две Завком* о* размоет температур паровоздушной смеем з резервуаре и окружавшего воздуха, о* концентрации углеводородов в паровоэдавной смеем

и плотности паров углеводородов.

2.П.З. Внедрение автоматизированной системы замера уровня м температуры нефти в резервуаре уменьшает или ликвидирует число пользований замерным люком резервуара.

2.11.4.    При разовом пользовании замерным люхон резервуара для замера уровня нефти, температуры млн отбора, (фобы величина потерь углеводородов составляет:

152 кг из резервуаров емкостью 20 тыс.м®

72 кг и» резервуаров емкостью 10 тыс.м³

32 кг из резервуаров емкостью 5 тыс.м³

2.11.5.    Величина потерь углеводородов из замерного люка резервуаров о понтонами равна 30 % от вышеперечисленных величин, соответствующих емкости резервуаров.

2.12. Снижение температуры перекачиваемой нефти

2.12.1» Снижение температуры перекачиваемой нефти приводит к снижению давления наоцешшк паров нефти и, как следствие, к сохранению потерь от испарения нефти из резервуаров.

2.12.2.    Техническое осуществление снижения температуры на каждой отдельной нефтеперекачивающей станции может быть различным.

2.12.3.    Снижение температуры перекачиваемой нефти может производиться да значения, не оказывающего отрицательного влияния на технологические показатели работы нефтепровода е учетом вяояомхче-схой целесообразности.

2.12.4.    Эффективность сокращекж потерь нефти от испарения и» резервуаров при снижении температуры неф» на кидай I °С зависит о* величины давления насыщенных паров нефти и начальной температуры нефти. Чем выше величина давления насыщенных паров нефти

13

и начальная тампераяура нефти, тем аффективнее снижение температуры нефти tta I °С в сокращении потерь.

2,12.5. Эффективность сокращения потерь нефти от испарения Из резервуаров при снижении температур» нефти на I °С определяется в й от холичеотва перекачиваемой нефти и равна:

При наличии на резервуарах понтонов, плавающих

цвет к Разовой обвязки    5*10“^    %

цри отсутствия на резервуарах вышеперечисленных

средств сокращения потерь    i»ld^6

2.13.    Замена сальниковых уплотнений на штоках задвижек на уялотяяищее кольцо (резиновая манжета)

2.13.1.    Уплотнягарм кольца (резиновые манжеты) устанавливают^ ся на штоках аедэижек как на вновь вводимых в действие нефтепроводах, так к на действующих нефтепроводах.

2.13.2.    Эффективность замены сальникового уплотнения на штоке задвижки на уплотняющее кольцо в сокращении потерь нефти составля-

п

ет 5*10    %    от количества перекачиваемой по трубопроводу нефти.

2.14.    Установка очистки сточных вод «ила Нф

2*14.1» Установка типа НФ внедряется взамен нефтеловушек и флотаторов при реконструкции водоочистного хозяйства нефтеперекачивающей станции или на вновь строящихся предприятиях /15 /.

2.14.2.    Содержание нефтил минеральной взвеси в очищенной установкой НФ сточкой воде но бодеа 20 мг/л,

2.14.3.    При последовательном устройстве двух установок остаточное содержание нефти в сточной воде снижается до значений мензе 20 иг/л.

2.14.4.    Эффективность установки типа НЭ взамен нефтеловушек и флотаторов составляет 30»10”® X от количества перекачиваемой нефти

по нефтепроводу.

14

3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА СОКРАЦЕШ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ ШГВСБ^ЕГШЩ ТВШИВСКИХ СРВДС1В И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИЙЮПРЙЙИЙ

3.1. Величина сочащеюся потерь нефти при внедрении средств и мероприятий рассчитывается за 12 месяцев с момента ввода в эксплуатацию,

3.2» Показатели эффективности технических средств и технологических мероприятий в сокращении потерь нефти приведены в таблице I*

3.3.    Формулы расчета сокращения потерь нефти при внедрении неф-тесберегаищих технических средств и технологических мероприятий

приведены в таблице 2.

3.4,    При внедрении мероприятия в течение рассматриваемого года в расчетах используется коэффициент * где У - число месяцев работы внедренного средства иди мероприятия в данном году» В следующем за рассматриваемым годом оставшиеся (12 -j/*) месяцев также могут быть использованы для учета величины еффекта в сокращения потерь нефти от внедренных технических средств и организационно-технологических мероприятий*

3.5* Величина сокращения потерь нефти рассчитывается по приведенным в таблице Z формулам, применяя показатели эффективности, представленные в таблице I, с учетом условий эффективности принятого к внедрении средства или мероприятия, описанных а главе 3*

Таблица I*

Показатели Эффективности технических средств и технологических мероприятий в сокращении потерь нефти — ——* —■ —■ —• —' «-1    •    {Показатель

|    Техническое    средство,    {эффективности

n/nl    текноломчеехое мероприятие    I сокращения

- _1„

JJ_____________2_—____________I___а___

I. Газоурааюггелыш* система,

15

jj_m ___________z_____________t___2

% от величины нормативной естественной убыли    40

нефти на резервуаров» не оборудованных ГУС (при Ко « 0,5)

2» Понтона е петлеобрааным аатвором,

% от величию* нормативной естественной убыли    70

нефти ив резервуаров беа понтонов

3.    Плавающие крыши,

% от величины нормативной естественной убыли    85

нефти из резервуаров без плавающих крыл

4.    Уплотняющие затворы х понтонам (типы РУМ-2, ЗУ С,

ЗУПР),

% от величины нормативной естественной убыли    15

нефти ив резервуаров без понтонов

5» Установка по улавливании легких углеводородов (УЛ$)»

% от величины нормативной естественной убыли    95

Нефти ив резервуаров, не оборудованных средствами сокращения потерь

в* Клапаны типа КДС и УДПК,

% от величины нормативной естественной убыли    3

(только в осенне-зимний период года)

7. Дйокйн)Траяатеди,

% от величины нормативном естественной убыли    27

(аффективны только при температуре наружного воадуха^равной или больше температуры нефти в резервуаре)

6, Изменение режима перекачки нефти по нефтепроводу,.

% от величины нормативной естественной убыли нефти при первоначальном режиме работы резервуаров: перевод с режима "заполнение - опорожнение" на работу в режиме "подключенные резервуары";    70

перевод с режима "подюгочеииные резервуары" на работу в режиме "из насоса в насос";

JL»___________I_____________

перевод с режима "заполнение • опорожнение¹¹ на работу в режиме "из насоса в насос"    100

9.    Окраска резервуаров ,

% о* величины нормативной естественной убыли нефти (только в весенне-летний период); до 2 лет эксплуатации включительно    7

свыше 3 до 4 лет эксплуатации включительно    3

свыше 4 лет эксплуатации до    Б лет включительно    Q

свыше 5 лет эксплуатации ва    каждой    год    -3

10.    Устройство системы размыва к предотвращения накопления парафинистого осадка в резервуарах,

% от количества нефти, прошедшей через резервуары    3*1<Г*

IX* Автоматизированная система замера уровня и темпе*’ ратурк нефти в резеруаре,

кг при разовом открывании замерного люка резервуара емкостью 20 тьге.м³    152

10 тыс.м³    72

5 тыс.м*    32

17

Таблица 2

Формулы расчета сокращения потерь нафте при внедрения нефтесбербгаяцкх технических средств я технологкчес кит мероприятий

Наименование средстаа.меропряятия | Формула

1.    ГУС 2.    Понтоны 3.    Плавашдо дави 4.    Уплотняоцие затворы ж понтонам я плавапдим крышам 5.    УЛФ 6.    Дыхательные клапаны ВДВ и УДК 7» Диски-отраяатели б» Изменение режима перекачки 9. Окраска резервуаров £ / т / c-avo/QK-e ^'тм'тзг 1 10« Устройство системы размыва пара* финистого осадка в резервуарах Не Ароматизированная система замера уровня 2<J m у _____ / с - trt^6so^^ 12. Снижение температуры нефти С * 13.    Эргена сальниковых уплотнений на штоках задвижек 14.    Установка очистки сточных вод типа НФ / с * QODt-0 A'«t- fj-

18

Условные обозначали в формулах таблицы дяа расчета сокращения потерь нефти

С - сокращение потерь нефти при внедрения иефтеоберегахщеро средства, т ;

Q - родовая производительность нефтепсрекачивавцей отанция, т }

К - коэффициент режима работ резервуаров;

Е - норма естественной убши нефти ив реаервуарон до внедрения средства сокращения потерь нефти, кр/г ;

У - количество резервуаров нефтеперакачивавщей станции, занятых в перекачке нефти, шт;

п - количество резервуаров нефгоеревачнаащей станции, на кота, рых внедряется средство сокращения потерь нефти, от, ;

V - объем одного резервуара, и³;

Гп - показатель аффектюности нефтеоберегаяцеге средства в совращении потерь нефти, % ;

- количество месяцев работы иефтееберермщего ерадства в раоома-триваемоы роду:

ct - тело звдвикек о заменоимым» уплотнениями на нтовяи, от,;

X - норма водоотведения еточных вод, м^а на 1000 т перекачиваемой нефти;

5* - число пользований замерным ляхом в оуткн, лкквндиров&шшх при внедрении автоматкэированной системы замера уровня н темпера-турн нефти в резервуаре;

if - начальная температура нефти в резервуарах, °С ;

i, - оцююыиая температура нефти в резервуарах, .

19

4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА ОТ ВНЕДРЕНИЯ ТЕЩМЮИЯЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ и ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ СОКРАЩЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ УШЛИ НЕФТИ

4.1. Экономический оффект от внедрения мероприятий или средств Сокращения естественной убыли нефти определяется /17/ по формуле:

*4 _ Уч / / (Ко» J'Xrfi.} ’ К»    Е* I/

3-С-Ц-*-^    >

Рде С * количество нефти, сберегаемой при внедрении мероприятия или средства сокращения естественной убыли нефти, т

Ц - цена I т нефти, руб,

для определения экономического аффекта предприятия Принимается равной продажной оптовой цене в данном УМН* для определения народнохозяйственного (отраслевого) эффекта принимается равной цене, учитывающей замыкающие затрата , обеспечивающие прирост добычи нефти;

Kg- капитальные вложения в мероприятие или средство сокращения потерь нефти, руб;

- амортизационные отчисления от вновь созданных основных фондов по сокращению потерь нефти, % от

К^'р_а- отчисления на текущий ремонт этих основных фондов, X от

’ V

EL - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. % от К,.

5. ПРИМЕРЕ! РАСЧЕТОВ

5,1. Пример,

На НПО а мае введена в действие одоурдвнмтельнйя система в р*» аервуарном парке* Среднесуточная Температура воздуха в воке рлспо-

Предназначена для работников управлений магистральными нефтепроводами, занималщахся вопросами определения эффективности при внедрении технических средств и технологических мероприятий по сокращению естественной убыли нефти на предприятиях Плавтрано-нефти.

Настоящая методика разработана И.С.Бронитейнам, П.Р.Йшвидам,

О.А.Бадертдиновой, А.З.Батталовыи.

£0

докения НПО вине +5 °С начиная о апреля по октябрь вкшннтеяыю* Следовательно, 9 рссматриваэмом род/ ГУС работает а течение б месяцев ( / - 6),

Иа 10 резервуаров HOC (N ■ 10) типа РВС-10000 общей емкостью ZV« I00QQQ Н* к ГУС подключено б резервуаров ( п » б) общей ем» косты> ZV • 60000 м³, работавших в режиме эацолнение - опорок-»

иенио (К « I),

Годовая проиаводктельнаоть НПС Q-725000Q т. Норма естественной убыли нефти из резервуаров до внедрения ГУС 8 » 0*35 кт/т» Показатель вффективности ГУС /?г ■» 40 96 (табд.П,

С О 0,001 х 7250000 X I х 0,35 X -|222й « J|i* 304,6 V *00000    100 IS.

Раодеу воадащвиия потерь нефти при внедрении ГУС вроыаводито* по формула (табл,?)    _л

м« Пример.

Не НЕЮ И сентябре ( / - 4) введена в действие автоматизированная о истома замера уровня н температуры нефти в резервуарах е понтоном. К системе подключены все Ю (ft »V« ЮУ резервуаров НПС, До внедрения системы ее сутки производилось 6 замеров уровня с одновременным определением температур^» После внедрения системы кисло пользований замерным лохом сократилось до 0 ( 6 * б). Показатель еффеятивности для резервуаров с понтонами щ * 72 х -52 кг

. » ¹⁰⁰

(табл. I).

Распет сокращения потерь нефти при внедрении автоматизированной системы замера производится по формуле (табл.г)

РУКОЮДЕЩЙ доюэдшг Методака расчета аффективное» применения среде» ебфацеяш естественной убыли нефти на магистральных нефтепроводах

РД 39-0147103-298-68

Вводится взамен "Временной методики определения величины сокращения технологических потерь нефти при внедрении средств и мероприятий во вх сокращенно на магистральных нефтепроводах"

Срок введения установлен о I января    1988    г.

Настоящая методика предназначена для применения при расчетах еффеиймиоети внедрения технических средств и технологических мероприятий по сокращенно естественной убыли нефти на магистральных нефтепроводах.

В методике изложены сведения о применяемых а стране средствах К мероприятиях по сокращении естественной убыли нефти из резервуаров и линейной частя нефтепроводов, приведены формулы определения аффективное» софащеивя потерь при их применении.

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая методика является руководством при расчете еф-фоктявноетИ внедряемых на предприятиях магистральных нефтепроводов технических средств и технологических мероприятий, направленных на сокращение естественной убыли нефти из резервуаров я линейной части нефтепроводов,

1.2* Под естественной убыль», согласно определение из II!, понимается потери (уменьшение хаосы) нефти при сохранении качества

4

в пределах требований нормативных депонентов, являвшиеся следствием физико-химических свойств нефти, воздействие метеорологических факторов, режима работы резервуаров, температуре яефтв в несовершенства еуществущкх в данное время средств ааврям нефти от потерь при проведении товарно-транспортных операций (хранение, транспортирование, прием, отцуек).

1.3.    К естественной убыли относятся потери:

от испарения нефти, поверхность которой граничит с газовой средой;

от утечек из труб и оборудования через неплотности, микро-трещины и коррозионные свищи, не обнаруживаемые сучествупрши приборами контроля утечек;

с отложениями парафина на две резервуаров я от налипания; е отводимыми сточными водами.

1.4.    Нефть, испарившаяся из резервуаров за счет отсутствия кежмолеяулярного и термодинамического равновесия меиду газовой и жидкой фазами, теряется:

с вытесняемой паровоздушной смесь» при операции наполнения -опорожнения резерву «фа - "большие дыхания*;

о вытесняемой паровоздушной смееь» при изменения объема нефти от суточных метеорологических колебаний температуры нефти' м газового пространства резервуаров, от колебаний атмосферного давления, при раЗгерметяаада резервуаров для отбора проб я измерения уровня я температуры нефти;

от вентиляции газового пространства резервуара при негар-метичиой кровле резервуара или снятой дыхательно-предохранительной аппаратуре*

1.5.    Потеря нефти при утечках через неплотности труб и оборудования, необнаружмваоммк приборами контроля утечек, происходят за счет:

5

реагирования вытекшей нефти; испарения вытекжей нефти; выветривания твердого остатка.

1.6. Потери нефти в вине осаждающегося парафина и механических примесей, удаляемых при зачистке резервуаров, узлов учета, фильтров-грязеуловителей, камер приема скребка.

X.?. Потери е отводимыми сточными водами происходит:

ОТ испарения нефти с поверхности прокол энных сточных вод в нвфтедовуаках и прудах-накопителях;

о отводимыми сточными водами после очистки их до доцуатиной концентрации.

1.8. И естественной убит не относятся потери, вызванные на-доением требований стандартов, технических условий» правил транспортировании и условий хранения, а также аварийные потери вследствие повреждения нефтепроводов, транспорта емкостей к резервуаров, изменения качества (порчи) нефти / 21, Яти потери списываются антами. Не относите* к естественной убыли нефти потери, возникающие яри пионовых ремонтаи участков магистральных нефтепроводов, валорной арматуры, технологического оборудовании, резервуаров, нефтеловушек и других еоорунанвй до работах, связанных с освобождением их от нефти и иефгеоотатхоа* Эти потери должны регламентироваться нормами потерь нефти на собствен»» нужды при проведении технического обслуживания и ремонта.

2, СРЕДСТВА И мероприятия 00 СОКРАЩЕНИЕ)

ПОТЕРЬ ИЩИ НА МАГИСТМЛЬШК НЕУШРОБОДАХ

2.1.    Газоуравкятелымя система

2.1.1.    Газоурааиительмаи система предназначена для сокращения потерь нефти от испарения ври "больших дыханиях* резервуаре».

2.1.2.    Газоуравиительная система аффективна для сокращений

6

потерь нефти от испарения из резервуаров нефтепервючивашра станций, производящих пр**ен и учет количества нефти во замерам в резервуарах,

2.1.3.    Газ ©уравнительная сметена работоспособна при среднесуточной температуре окружающей среда не нике 278 К (+5 °С).

2.1.4.    Эффективность применения газоуравнительной еистемв зависит от коэффициента совпадения операций по шшоянеямз и опорожнение резервуаров (Ко). Он определяется как отношение меньше It производительности вакачки иди откачки одной rpyttmi резервуаров к большей производительности другой группы резервуаров, из которых одновременно ведется откачка или соответственно закачка. Коэффициент Кс'Имеет преданы 0 ^ Ке^ I, соответственно аффекта вность ГУС имеет пределы 0 ♦ 100 % ! 3/.

2.1.5.    Эффективность ГУС в сокращении потерь нефти при среднестатистическом значении Кс ■ 0,5 составляет л. 40 % от величины нормативной естественной убыли нефти из резервуаров, не оборудованных ГУС.

2.2. Понтоны

2.2,1. Понтоны предназначены для разобщения поверхности нефти от газового пространства резервуара. При зтои в ззвисимооти от типа уплотняющих затворов дли перещмтия кольцевых зааоров между стенками резервуаров м понтоном, меаду направляющей стойкой и понтоном объем газового пространства иаД яефтьв приближается ж нули / 4 /.

2.2*2. Понтоны, применяемые для сокращения потерь нефти не резервуаров типа РВС, существует двух типов: металлические м из синтетических материалов.

2.2.3. Металлическими понтонами оборудуется вновь строящиеся резервуары, понтонами из синтетических материалов оборудуется как строящиеся, таи и действующие резервуары.

7

2.2.4ч Понтоны эффективны при различных режимах работы реэер-чуэров.

2.2*5. Эффективность понтонов с петлеобразный затвором в совращении потерь нефти от испарения из резервуаров составляет в среднем 70 % f43 от величины нормативной естественной убыли ха резервуаров, не оборудованных понтонами.

2.3, Плавающие ирши

2*3*1. внедрение на резервуарах плавающих крыш исключает контакт поверхности нефти о окружающим воздухом, а следовательно, оюпкает испарение нефти не резервуаров.

2*3.2* Резервуары с олававднык крышами могут быть построена од веек климатических зонах страны, ко с учетом интенсивности ос&$-W9«

2*3*3* Плавающие крдан аффективен при различных режимах работа резерву»"*».

2*3*4* Эффективность плавающих цш с затвором типа РУРП-1 для перекрытия зазора между стенкой резервуара н периметром плавающей дали о петлеобразным затвором волруг направлямих стоек в еодращеиик похерь нефти от испарения из резервуаров составляет 35 £ от величины нормативной естественной убыли нефти из резервуаров без плавающих дал {&]*.

2.4* Уотановха уплотняющих затворов типа РУЫ-2, ЗУПР, ЗУС на понтонах.

2*4*1* Эффективность в сокращении потерь нефти от испарения и» резервуаров приведена выше для понтонов с петлеобразном затвором ва периметру и вокруг направляющих стоек.

2*4*2. При замене петлеобразных засорю на затворы типа РУН-2 по периметру и ЗУС или ЗУПР водауг направляющих стоек на понтонах аффективное» понтонов в сокращении потерь нефти повышается на 18 %■ Со. 7I.

8

£«4.3. Монтаж затворов типа ЗУС и ЗУПР производится Сед прй-. менения огневых работ в действующих резервуарах*

2,5. Установка со улавливание легких углеводородов (УЖ)

2.5.1.    Установки по улавливание легких углеводородов* выходящих нэ резервуаров при технологических операциях е нефть»* могут использоваться в парках с резервуарами атмосферного давления*

2.5.2.    Блочность технологического оборудования установки по улавливанию легких углеводородов позволяет применять ее при любой возможней производительности резервуарных парков*

2.5.3.    Эффективность установок по улавливанию легких углеводе» родов в сокращении потерь нефти от испарения из резервуаров достигает 95 % от величины нормативной естественной убыли на резервуаров, не оборудованных средствами сокращения потерь /8/.

2.5.4.    Установка по улавливанию легких углеводородов работоспособна при среднесуточной температуре окружающей среди не ниже 278 К (+5 °С).

2.6» Клапаны типа НДС и УДДН

2.6.1.    Клапаны дыхательные типа КДС и УДОК /9/ устойчивы к воздействие климатических факторов внешней среды, поэтому предназначены для круглогодичной герметизации газового пространства резервуаров с нефтью.

2.6.2.    Клапаны КДС И.УДПК сокращает аетеетвенцуо убыль нефти из резервуаров типа РВС и ХБР, работающих в любом технологическом режиме.

2.6.3.    Клапаны типа КДС и УД1К можно устанавливать на вновь строящихся и на действующих резервуарах взамен клапанов типа КД,

ВДВ* и НПГ.

2.6.4* гдфекпоность клапанов типа НДС и УДПК в сокращении потерт» нефти составляет 3 % от нормативной величины естественной убили нефти из резервуаров.

9

2.6«б. Экономическая аффективное» клапанов типа ЦДр и УДОЯ рассчитывается только на осеию-ашетй период рода.

2.7. Две кя-отракателк

2.7.1.    Диск-отражатель, подвешенный под монтаяим патрубком дасатекьного клапана, изменяет направяеняе струи входящего в

резервуар воздуха с вертикального на почти горизонтальное, препятствуя перемешиванию паровоздушной смеси, что уменьшает концентрацию паров нефти в паровоздушной смеси, вытесняемой нэ резервуара ори "вдохах", т.е. уменьшает потери от испарения /10/.

2.7.2.    Диски-отражатели устанавливают под каждым из дыхательных клапанов резервуара.

2.7.3* Установка дискав-отражагелей под монтажным патрубком додтелышх клапанов производится в действущих резервуарах без цршенвняя огневых работ.

2.7.4.    ДОски-отражатели аффективны для снижения потерь нефти на всех типов резервуаров, имеющих стационарную крицу, работапцих яри всех технологических режимах, кроне хранения.

2.7.5.    Диски-отрахатели аффективны только при условии, что температура наружного воадуха равна или вше температуры нефти

3 резервуаре.

2.7.6.    Эффективность дисков-отражателей в комплекте с дыхательным клапаном составляет 30 S от величины естественной убыли нефти ив резервуаров.

2.7.7.    Эффективность дисков-отражателей с учетом П,?,6,4 равна 27 £ от величины естественной убыли нефти из резервуаров, не оборудованных средствами сокращения потерь.

2.8. Изменение режима перекачки нефти по нефтепроводу

2.8.1. Внедрение автоматизированных систем учета нефти позволяет переводить работу нефтеперекачивающих станций на режим "из насоса в насос", а резервуарные парки с режима "заполнение -