Потери нефтепродуктов и нефти

Источники потерь	Потери, %
В резервуарах в том числе: ü от «больших дыханий» ü от выдуваний ü от газового сифона ü при зачистке ü в насосных станциях с канализационными стоками В линейной части в том числе: ü от утечек ü от аварий ü при наливе железнодорожных цистерн	64,8 54,0 4,6 0,9 5,3 2,3 7,5 23,5 22,3 1,2 1,84

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП

Разраб.

Ивкин В.С..

Провер.

Чухарева Н.В.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Потери нефти и нефтепродуктов в резервуарном парке

Лит.

Листов

НИИ ТПУ З-2Б21Т

Методы определения потерь нефти в резервуарах

Метод определения потерь нефти от испарения измерением объема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара[9].

Потери углеводородов рассчитываются по формуле:

G=V∙C∙r,	(1)
Где:	G–потери углеводородов, кг;
	V–объём паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведённый к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К; м3
	С– концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси; доли единицы
	r– средняя плотность вытесняемых из резервуара углеводородных паров, приведённых к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К;кг/ м3

 

Ø Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационными газовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности; 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.

 

Ø 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.[3]

 

При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле:

,

(2)

 

Где:	Мп=0,0043(212+tнк)1,7–средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси, кг/моль;
	tнк–температура начала разгонки нефти, С;

 

Ø 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.

Ø В промежуточные моменты времени ежечасно измеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).

Ø 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 атм).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП

Ø При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.

Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП   Рисунок 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 Метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава [9]. Величина потерь нефти испарения определяется по формуле: (3)     Где: S– величина потерь нефти, массовые доли;     Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП   –концентрация «остатка»,т.е. того, что остаётся в обезвоженной пробе нефти, отобранной до резервуара, после испарения из неё углеводородов, массовые доли;   – концентрация «остатка» в пробе нефти, отобранной после резервуара, доли массовые.         Концентрации определяются по формуле: (4) (5)   Где: –суммарные концентрации углеводородов в пробах нефтей, отобранных до и после резервуара. Концентрации индивидуальных углеводородов в исходной нефти рассчитывают по формуле: (6) , (7)   Где: –массовая концентрация i-го углеводорода в разгазированной нефти, массовые доли;     ri,Yi–плотность и концентрация i-го углеводорода в газе, выделившемся из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С; кг/м3 и доли мольные;   Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП   –плотность газа при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С, кг/м3;   Г–остаточный газовый фактор, м3/кг;   Vг–объем газа, выделившегося из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 ° С, м3;   Gрн–масса пробы исследуемой разгазированной нефти, кг. Суммарное содержание легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, вычисляются по формулам: (8) , (9)   В метеорологии ошибки измерений (прямых и косвенных) принято оценивать среднеквадратичным отклонением, выраженным в абсолютной или относительной форме. По ГОСТ 8.381 среднеквадратичное отклонение результата косвенных измерений величины, являющейся функцией х =F (Y 1, Y 2,..., Yт),вычисляют по формуле:   S= (10) (11)   Где: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП   S1,S2,...,Sm-среднеквадратичные отклонения результатов измерений величин Y1,Y2,...,Yт.; δС' и δС" - среднеквадратичные относительные ошибки в определении концентрации «остатков» в пробах нефти, отобранных до и после резервуара.     Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь выражается формулой: (12) 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.   Пример расчета технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава [9]. Задача:Определить величину технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава до и после резервуара, если давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа, газовый фактор до источника потерь составляет 3 × 10-3м3/кг, после источника потерь равен нулю, плотность нефтяного газа ρ ' 0 = 1,467 кг/м3. Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара представлены в табл. 2. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист НИИ ТПУ. 131000.З-2Б21Т.ПП   Таблица 2