Министерство нзфтяной праашлекнссти ВНКНСОТнефть

ршводявий ДОКУМЕНТ

МЕТШИ гвския УКАЗАНИЯ ею ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ! ПОТЕРЬ НВММ М ПРЕДПРИЯТИЯХ МИНИСТЕРСТВА ЯВЭТШОЙ

пршшшэшости

РД 39-0147103-388-67

19в?

Министерство нефтяной промышленности ВЫИйСПТнефть

ЛВЕШЕН

начальником Главтравснефта Г.И.Григоращенно

20 апреля 198? г.

РУКОВОДЯЩй ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ МИШСТЕРСТВА НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШШНОСТИ

РД 39-0147103-388-87

I9S7

10

ыых методов надеется достаточно хорошая точность измерений, а недостатком - трудоемкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, аппаратах, резервуарах.

ХЛ8. X косвенным относятся метода определения величины потерь по изменению физико-химических свойств нефти, происходящих вследствие изменения ее углеводородного состава при испарении.

Из косвенных методов наиболее распространены метода определения потерь от испарения сравнением углеводородного состава и по изменению давления насыщенных ларов проб неф?я, отобранных в начале и конце исследуема источников или технологического процесса. Преимущество косвеннее методов заключается в том, что определение потерь производится на основе анализов проб, проводишх в лабораторных условиях (в некоторых случаях возможно проведение части анализов непосредственно в промышленных условиях), возможна оценка потерь по нескольким последовательна м источникам или целому технологическом:/ процессу одновременно. Недостатком косвенных методов является сравнительно меньшая точность и сложность обеспечения отбора средних проб нефти, отбираемых для анализа ъ начале и конце исследуемого участка.

II

Принципиальная схема отбора проб представлена на рисЛ. Вытеснение рассола поступающей пробед нефти регулируют вентилем 9 талин образом, чтобы давление в контейнере было равным давлению в нефтепроводе во избежание ее разгазирования.

2.4.    В качестве пробоотборника е применением рассола используют пробоотборник типа ПРО по ГОСТ 14921-78. При давлении насыщенных паров нефти или нефтепродукта не более 67 кП& (500 мм рт. ст.) допускается применять для отбора проб бутылку о двумя трубками в пробке.

Кроме специальных контейнеров могут быть использованы контейнеры других конструкций.

На рис.2 показан подобный контейнер - пробоотборник конструкции ВНИИУС.

Вентиля I и 5 ооединеде трубками 7 и 4, одна из которых доходит до дна контейнера, а вторая - до крыш. Концы обеих трубок срезаются под углом 45 °. Герметичность контейнера-пробоотборника проверяется опрессовкой водой давлением до I iffia.

При хранении отобранных проб в контейнере-огнетушителе необходимо контролировать давление в кем и при необходимости выпускать часть нефти, не сникая при этом давление в контейкеъе ниже давления отбора пробы.

2.5.    Объем пробы нефти определяется составом и количеством анализов, необходимых для расчета величины потерь нефти по одному из выбранных методов н составляет обычно 2-5 л.

2.6.    Отобранную в контейнер пробу нефти доставляют в лабораторию для анализа. Разг&знрование нефти можно производить, например, на установке, собранной по схеме, изображенной на рнс.З. Этот способ обеспечивает отбор пробы нефти из контейнера без снижения в кем давления Ст.е. предотвращает оазгазкрование нефти в пробоотборнике) и позволяет определить количество выделившегося

IZ

Приншпиалыгая схема отбора пробы нефти

I - трубопровод; 2,4.5,7,9 - игольчатые вентили; 3.8 - манометры; 6 - контейнер-пробоотборник

Рис. I

1,3,5 « игольчатые вентили; 2 - нанометр; 4, б - корпус

рис,2

Принципиальная схема установки раэг&зироваиия нефти

1 - баллон с воздухом; 2 * редуктор; 3 - контейнер с соляным раствором 4 - контейнер с нефтью;

5 ~ манометр; б - емкость для разгазнровани нефти; ? - термометр; 8 -U-образный манометр; 9 ~ отбор проб газа; 10 - отбор проб нефти; II - емкость с рассолом; 12 - запорное устройство

Рис.З

15

иэ отобранной навески газа.

2.7. Дня исключения разбавления углеводородов, выделившихся из нефти при разгазировании, воздухом все систему установки перед разгазированием заполняет рассолом.

2.6. С целью комплексного исследования проб нефти в широком диапазоне давлений и температур при различных соотношениях жидкой и газовой фаз с возможностью интенсификации процессов при помощи мешалки о регулируемым числом оборотов разработано несколько вариантов лабораторных установок, отличающихся уровнем механизации и автоматизации основных стадий исследования проб нефти.

На рис.4 приводится принципиальная схема лабораторной установки, разработанной и применяемой в институте СнбНИЖП. Камера разгазирования нефти выполнена из оптически проницаемого материала. Установка дает возможность подучать качественную и количественную оценки процесса разгазирования в заданных термобарическях и гидродинамических режимах.

Перед разгазированием пробы нефти все присоединительные шланги, рабочая камера, газомер и разделительный цилиадр заполняется насыщенным водным раствором ШС1 (рассол); пробоотборник с нефтью, газомер, рабочая камера термостатируютсл; вся система ва-куумируется. Проба нефти объемом 220 мл давлением, созданным насосом, вытесняется иэ пробоотборника и через центральный какал в поршне рабочей камеры попадает в рабочую камеру с рассолом, который дренируется через вггуцер в днище камеры. После этого, поднимая пневмоприводом 14 поршень 2, добивается необходимого, в зави-оимости от целей исследований, соотношения жидкой и нефтяной фаз. Поршнем рабочей камеры (опусканием) газ из камеры вытесняете в газомер II, из которого отбирается на хроматографический анализ.

2.9. Лабораторные установки по разгазированию проб нефтей

I - камера раз газирования; 2 - поршень; 3 - канал ввода нефти; 4 - мешалка; 5 - отбор нефти на анализ ; о - блок измерения давления и температуры* 7 - термостат; 6 - пзпловод; 9 - разделительный цилиндр; ±0 - контейнер-проОсотборник с н&ргыо» II - газомер ; 12 - манометр; 13 - вакуумотр; 1ч - пневмопривод; 15 - компрессор: 1Б - рессивер; 17 - электродвигатель; Ш - латр; 19 - тахометр; 20 - маслобак; 21 - насос; 22 - запорное устройство; 23 - указатель уровня жидкости.

Рис.4

17

при различных термобарическкх условиях подлежав аттестации э соответствии с ГОСТ 24555-81 иди ГОСТ 8,326-78.

2.10.    При отборе пробы высокоэязксй ^ефти (кинематическая вязкость выше 15 мм~/с при температуре 20 °С) диаметр пробозаборной трубки должен быть не менее 12 мм. Разгазирование проб высоковязкой нефти производят при температуре не ниже 50 °С.

При отборе проб нефти с содержанием парафина более 20 %_ч а также при раз газировании этих проб необходимо обеспечить темпе-ратуру нефти выше температуры застывания. Это достигается исполнением пробоотборных трубок и пробоотборников с двойными стенками для циркуляции теплоносителя.

2.11.    Нефть, отобранную в пробоотборник, обезвоживают. Содержание вода в нефти должно соответствовать требованиям ПК? 9965-76.

2.12.    Объем газа» полученный при раз газировании нефти» приводят к условиям - давлению 0,101 МПа и температуре 20 °С.

2.13.    Пробу газа для хроматографического анализа отбирают согласно требованиям ГОСТ 19917-82 {

2.14.    Анализ газа на хроматографе проводят по методу, предусмотренное ГОСТ 14920-79.

2*15. Плотность парогазовой углеводородной смеси по результатам хроматографических анализов проб определяется по ГОСТ 22667-82 (СТ СЭВ 3359-81).

2.16.    Анализ нефти на хроматографе проводят по методу, предусмотренному ГОСТ 13379-82, Предварительно пробу нефти подвергают обезвоживанию» соблюдая требования п.2.11.

2.17,    Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 24993--8I.

2Л8. При закипании нефти в аппаратах для определения давления насыщенных паров по ГОСТ 24993-81 в исследовательских целях

•8

применяют метод по ГОСТ 1756-52, герметично ("мокрым* способом), переводя npody нефти из пробоотборника в топливную камеру ДДД-2.

2Л9. Охлаждение пробы нефти перед загрузкой ее в топливную камеру аппарата ДЦП-2 для определения давления насыщенных ларов по ГОСТ 1756-52 должно проводиться при отсутствии в пробоотборнике (сосуде) газовой фазы над нефтью*

3* МЕТОД 0ДРЩДЕ5ШЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЕМ ОБЪЕМА ПАГОВОЗДУШОЙ СМЕСИ,

ВЫТЕСНЯЕМОЙ ИЗ РЕЗЕРВУАРА

ЗЛ. Погори углеводородов рассчитываются по формуле;

9=V₀'C‘P_a    *    *    ^1    }

где G - потери углеводородов, кг;

- объем паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведенный к давлению 0,101 МПа и температуре 20 °С, мР;

^7 - средняя плотность вытесняемых из резервуаров углеводородных паров, приведенная ч давлению 0,101 МПа и температуре 20 °С, кг/м³;

С - концентрация углеводородов в паровоздушной смеси, доли единицы*

3.2. Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, эксплуатирующихся при избыточном давлении в газовом пространстве до Т9_эб*10^е а (200 мм вод.от*) измеряется ротационными газовыми счетчиками РГ* выбираемыми по максимально ожидаемой производительности (приложения 3, 4    ).

При измерении объемов неочищенных агрессивных газов счетчики могут быстро выходить из строя или снижать точность измерений, поэтому объем паровоздушной смеси в таких случаях рекомендуется

19

измерять нормальными днафрапшзс, рассчитанными и смонтированными на резервуаре в соответствии с РД 50-213-80. Замер перепада давления на диафрагме производится У -обр&?кыкй манометрами или «икроманометраш ШН.

3. Запрел мление объема паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, рассчитанных ка давление п вакуум до 2,4*IQ² Па (25 мм вод.ст,), допускается производить с применением анемометра ,

3.4.    Концентрация углеводородов в паровоздушной смеси определяется газоанализатором ГХП«Ю0 клк по анализу проб паровоздушной смеси на газовых хроматографах. В обоих случаях, во избежание искажения результатов вследствие конденсации углеводородов, температура пробы паровоздушной смеси к затворной жидкости должна быть не ниже чем температура в газовом пространстве рз?£рвуа~ ра на величину погрешности измерительного термометра.

3.5.    Средняя плотность углеводородных паров нефти определяется по формуле:

где Мд - средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси, кг/мсяь.

3.6.    Средняя молярная масса углеводородных паров нефти определяется по формуле:

nrt0041'(2/2*t_H,,f    .    <    3    >

где "ttfx - температура наша кипения нефти, °С.

При наличии данных хроматографических анализов углеводородного состава проб паровоздушной смеси плотность паров можно рассчитать по результатам зтих анализов по ГОСТ 22667-82 (СТ СЭВ 3359-81).

3.7.    Уровень нефти в резервуарах измеряют стационарными уро*~

Предназначены для работников научно-исследовательских и проектных организация, нефтегазодобывающих предприятий и управлений магистральными нефтепроводами, занимающихся вопросами определения и сокращения технологических потерь нефти и является основой для составления рабочих методах по определению величин потерь на промышленных объектах.

Результаты, полученные на основе рекомендуемых методов, могут быть использованы при определении экономических эффектов внедрявши технико-технологических и организационных мероприятий по сокращению потерь нефти.

Настоящие методические указания разработаны И.С.Бронштейном, Б.М.Грошевым, А,Ф.Гурьяновым, 0.А.Якушевой.

©бвспечива&щтт точность определения t I ми* шда вручную измерительной рулеткой о грузом 1жтош) по ГОСТ 7502*430, До-пускается определять уровень нефти по нефтеу^затель кнм трубкам, расположенный по высоте резервуара.

Намерение уровня рулеткой с лотом осуществляется я соответст-ВИИ с РД 39*30-1024-64,

5.8.    Выбранный в качестве объекта нссле^ов^нкй резервуар должен быть тщательно проверен» неплотности» обнаружение ъ кровле* должны быть устранены (например. залиты эсокаждвой сшлей). Необходимо также проверить герметичность £щакцезнх соединений резервуарного оборудования (клапанов» пеяокамер и т.д*),

3.9,    Перечень основного оборудования приборов а материалов для определения потерь по рассматриваемому методу праведен в при* лежешш I. Конструкция газового вробоотборкика, технология отбора проб и ах анализ изложены в прклежеша 2,

ЗЛО. Проведение ив морений на резервуарах

ЗЛО Л, Метод определения потерь нефти от испарения» вккечавн щий прямое измерение объема паровоздушной смеси* рекомендуется применять на резервуарах е постоянным члн коп^бжюттп уровней» сто*шж после Измерение объема шажодя&эй парогазовой снеси углеводородов производятся счетчиком*

ЗЛ0*2. Прйнцйпааяькая схаш* установки ттедаонкего счетчика на резервуаре представлена на рис.5, Тарелка давления дас&тельнше клапанов перед проведение* экспериментов npgrpym&fon до давления, обеспечивающего выход всего потока парогазовой смеем через ечетчмх %ш другое измерительное устройство. На выходкой сторона счетчика устанавливается обратный клапан дхл предотвращения всаеыв&яня воздуха черва счетчик при умеиъ©8>да& урсвяя ттт ь резервуаре>3 качестве обратного KSfumw поит быть использован тхттътй жйтшч с отк-

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические указания по определение технологических потерь нефти на предприятиях Министерстве нефтяной промлиенности

РД 39-0147103-388-37

Вводится взамен РД 39-3-640-81

Срок введения установлен c l.C7.07 г.

В Методических указаниях приведены источник* технологических потерь нефти при сборе продукция скваикк, подготовке, транспортирования я хранении нефти на промыслах, а тахзе классификация потерь.

Данные о величине потерь нефти, полученные в результате применения рекомендуемых методов, являются исходник» для нормирования технологических потерь. Методы определения потерь нефти отж-меняй* как и процессе сбора, подготовки, транспортирования и хранения нефти на промыслах, так и при транспортировании нефти до магистральным нефтепроводам, а гаме могут быть использованы организациями, занямахцнмися гранением, транспортированием н распределением нефтепродуктов.

Методические ухазакяя являются обязательными для всех организаций Министерства нефтяной промышленности.

I. ОБЩИЕ ГШОМЕЗШ

1.1. Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потеря нефти (уменьшение массы ее вря сохранения качества в пределах требования нормативных документов), являющиеся следствием

4

исходных физико-химических свойств ее_г воздействия метеорологических факторов и степени совершенства существующих технологических процессов, технических средств и нефтесберегащих мероприятий при сборе» подготовке, транспортировка и хранении нефти,

1*2, Технологические потери нефти учитываются в объеме добычи нефти,

1,3* Нормированию подлежат все виды технологических потерь нефти,

1.4,    Технологические потери нефти определяются по источникам потерь нефти на нефтепромысловых объектах при процессах добычи, сбора, подготовки, транспортирования и хранения нефти.

1.5,    Нефтепромысловый объект - совокупность устьевой арматуры, аппаратов, емкостей, трубной обвязки и комАфникаций, предназначенных для ведения технологических процессов и расположенных на одной площадке нефтяного промысла.

1.6,    Источники технологических потерь нефти.

1,6.1. Ори добыче и сборе; устьевое оборудование скважин, замерные устройства, сепараторы первой и последущих ступеней сепарации, устройства предварительного отбора газа, насосы для перекачки продукции скважин, мерники, трапы, резервуары я емкости для предварительного сброса дренажных вод, резервуары для сбора нефти, концевые селарационные установки, запорная арматура * Др.

1.6,2» При подготовке: технологические резервуары, аппараты или резервуары предварительного обезвоживания нефти, отстойники, злехтродегидраторы, буферные емкости, установки концевой ступени сепарации нефти и устройства предварительного отбора газа при расположении их после установок подготовки нефти» насосы, резервуары ид* аппараты для очистки к подготовки сточной вода, кефге-лсвужхм* запорная арматура к др.

5

1.6.3.    При транспортировании я хранении на промыслах:резервуары товарной нефти, насосы, запорная арматура и др.

1.6.4,    При транспортировании по магистральным нефтепроводам: резервуары, насосы, транспортные емкости, установки для очистки сточных вод, нефтеловушки, запорная арматура и др.

1.7.    На каждая нефтепромысловый объект - источник технологических потерь нефти составляется паспорт в соответствии с РД 39-0I-47I03-3I3-86.

1.8.    Технологические потери нефти могут быть условно классифицированы следущкм образом: от испарения, от уноса капельной нефти потоком газа, от уноса сточной водой, от утечек через уплотнения технологического оборудования, в т.ч. в результате испарения.

1.9.    Потери нефти от испарения подразделяются на потери ге-

зекасыщенных или газ©содержащих нефтей к на потери нефтей, соответствующих требованиям ГОСТ 9966-%    (последние    также мо

гут содержать определенное количество остаточного газа).

X.I0. Свободный и растворенный газы, выделившиеся в атмосферу из нефти, поступившей в резервуары непосредственно со ступеней сепарации, давление на которых поддерживается в интервале от 0,100 до 0,105 МПа (абсолютное), откосятся к потерям нефти. При давлениях сепарации более 0,105 МПа потери из резервуаров подлежат дифференциации на потери нефтяного газа и потери от испарения.

Потери нефти от испарения из резервуаров в случае превышения указанного предела по давлению на ступенях сепарации 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 атмосферного давления при температуре сепарации нефти.

6

ХЛ1. Потери нефти от укоса со сточной водой слагается из потерь от испарения легких углеводородов и от уноса эмульгированной нефти»

IЛ2, К технологическим потерям нефти на сепарационных узлах относятся?

капельная нефть, выносимая из нефтяного сепаратора, каплеуловителя или газ ос еп&рат ора потоком нефтяного газа в газопровод факельной линии или газовый коллектор, из конденсатосборннков которого накопившаяся жидкость выдувается в атмосферу идя сжигается!

эмульсионная нефть, уносимая дренажной водой, и без очистки подаваемая непосредственно в систем поддержания пластового давления или в поглощающие скважины»

IЛЗ. Нефтепромысловый объект, отдельный технологический аппарат иди резервуар, как правило, является источниками нескольких видов потерь нефти» В таблице I приводятся виды технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах»

1*14» 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 ке откосятся*

1,15» Определение технологических потерь нефти осуществляется территориальными и специализированны»! научно-исследовательскими институтами, ЩШЛ&мн объединений и ЦНИЙРами Н1ДУ.

Х«Хб. Известные метода определения потерь нефти от испарения подразделяется на прямые и косвенные.

ХЛ7, К пряшн методам откосятся метода непосредственного намерения млн расчета объема (массы) паров углеводородов, датес-кяекдх из емкости в процессе испарения нефти. Достоинством пря-

Таблица I

Виры технологических потерь нефти на нефтепромысловых объектах

НЕФШГЕОРйЫЕ ПУНКТЫ

Операционные установки    +

Аппараты предварительного сброса пластовых дренажных вод

Сборные* буферные резервуары Насосы сырьевые

ДОШНЫВ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Сепарадионные установки    +

Буферные резервуары Насосы сырьевые

УСТАНОВКИ ШДГОТОВКИ НЕФТИ

Сепарационные установки    +

Устройства предварительного отбора тза    +

Аппараты предварительного сброса пластовых дренажных вод

Сборные» буферные, технологические

резервуары    ~

Горячие ступени сепарации    +

Концевые ступени сепарации    +

Насосы технологические    -

УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ПЛАСТОВЫХ ДРЕНАМЩ

вод

Резервуары подготовки пластовых дренажных вод и промежуточных эмульсий

Амбары, нефтеловушки    -

Насосы перекачки

РЕЗЕРВУАРНЫЕ ТОВАРНЫЕ ПАРКИ

Концовче селерадаоннне установки    4

Газоотделители    +

Товарные резервуары

Резервуары для сбора и подготовки пластовых дленалсных вод

Насосы товарные

Узлы учета нефти

Продолжение таблЛ

♦    ♦    ♦

+    4

♦    +