Приказ Минэнерго РФ от 22.04.2009 N 122 "Об утверждении Методических рекомендаций по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений"

резервуаров

Метод определения потерь нефти от испарения по концентрации углеводородных паров, вытесняемых из резервуаров, рекомендуется применять при эксплуатации технологических резервуаров в режиме заполнение - опорожнение (мерник).
Анализ компонентного состава отобранных проб паров рекомендуется проводить хроматографическим методом с определением содержания в пробах воздуха.
Объем парогазовоздушной смеси, вытесняемой из технологических резервуаров, равен объему жидкости (нефть + вода), закачанной в резервуары.
Массу паров, вытесненных из резервуаров, рекомендуется рассчитывать по следующей формуле:

, (6.3)

где:
- масса паров нефти в составе парогазовоздушной смеси, кг;
- объем парогазовоздушной смеси, м3;
- объемная доля кислорода в парогазовоздушной смеси, которая определяется по результатам хроматографического анализа проб парогазовоздушной смеси;
, ,  - объемные доли изо-пентана, нормального пентана и паров нефти тяжелее пентанов в углеводородной составляющей парогазовоздушной смеси;
равен объему жидкости, закаченной в резервуар (емкость), - , м3.
В расчетах объем парогазовоздушной смеси рекомендуется приводить к нормальным условиям (давление 101,325 кПа и температура 273 K).
Объемную долю паров нефти за время заполнения резервуара рекомендуется определять не менее 5 раз по анализам проб замеряемой газовой смеси.
В начале и в конце заполнения резервуара нефтью рекомендуется фиксировать показания уровнемера, атмосферного давления, температуры газовой смеси, температуры воздуха, отбирать пробы газовой смеси на анализ.
Рекомендуется фиксировать давление и температуру в сепараторах концевой сепарационной установки (КСУ), если нефть из этих установок поступает в резервуар.
В промежуточные моменты времени (ежечасно) рекомендуется измерять температуру газовой смеси и отбирать ее пробы для определения объемной доли паров нефти () в ней.
В любое время за период измерения рекомендуется отбирать пробу нефти до резервуара для определения ее фракционного и углеводородного состава, плотности и газового фактора нефти (при температуре в резервуаре и давлении 0,105 МПа (давление абсолютное)).
При расчете средней плотности паров по результатам анализов рекомендуется принимать их среднеарифметическое значение.
Долю паров нефти () в газовой смеси рекомендуется определять как среднеарифметическую величину всех определений за время заполнения резервуара.
Величину потерь нефти рекомендуется рассчитывать по формуле (6.3) и делить на массу поступившей в резервуар нефти за время измерения.
Все данные экспериментов и характеристики резервуара (размеры, тип дыхательной арматуры, место в технологическом цикле) рекомендуется заносить в журнал наблюдений.
При оснащении резервуарных емкостей системами улавливания легких фракций (УЛФ) расчетная величина потерь нефти умножается на коэффициент, определенный в соответствии с Методикой определения эффективности применения систем улавливания легких фракций нефти из резервуаров.
При оснащении резервуарных емкостей газоуравнительными системами расчетная величина потерь нефти умножается на коэффициент, равный коэффициенту эффективности работы системы, отраженный в паспорте или проектной документации на ее устройство.
Порядок проведения измерений рекомендуется проводить следующим образом:
6.2.1. Регистрируется в журнале наблюдений, в котором указывается:
дата проведения испытаний и номер резервуара;
тип резервуара;
полный объем резервуара (с учетом объема под кровлей), м3;
высота резервуара, м;
диаметр резервуара, м;
типоразмеры дыхательных клапанов и их количество, шт.;
заполнение - опорожнение резервуара;
дата и продолжительность предыдущей от



> 1 2 3 ... 5 6 7 ... 9 10 11

	Поделиться:	Tweet