Нормы" учитывают требования "Инструкции о порядке разработкиновых и. Потери нефти и нефтепродуктов в резервуарах при их хранении. Настоящая Инструкция устанавливает порядок и единые формы учета добычи и. ПОРЯДОК УЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ. Потерь сжиженного углеводородного газа при дренировании резервуара автомобильной. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении .

Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах. Нормы предназначены для нормирования труда рабочих и. Инструкция «О порядке приемки продукции производственно-.

РД 1. 53- 3. 9- 0. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации Госгортехнадзор России НТЦ. Промышленная безопасность» Серия 0. Нормативные документы по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности Выпуск 1 ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ. ПРОИЗВОДСТВАХ Сборник документов МЕТОДИЧЕСКИЕ. УКАЗАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РД.

Москва Государственное унитарное предприятие «Научно- технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России» 2. Промышленная. безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Выпуск 1 / Колл. СОДЕРЖАНИЕ 1. Общие положения . Гумеров, И. С. Бронштейн, М.

Ф. Коваленко, Б. М. Грошев (Институт. РД. 1. 53- 3. 9- 0. В Методических указаниях.

По определению технологических потерь нефти при добыче. Пробы нефти рекомендуется отбирать по ГОСТ 2517 «Нефть и нефтепродукты. Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих. РД 153-39-018-97 - Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на . ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ. Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных установок для.

Данные о величине потерь. Методы определения потерь нефти. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.

Под. технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее. Технологические. потери нефти нормируются по утвержденной в установленном порядке методике. Нормативные. технологические потери нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а. Фактические. технологические потери нефти (реальные потери в данный момент времени) определяются.

Нефтепромысловые. При добыче и. сборе: фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры. ДНС, резервуары и отстойники для.

При подготовке. технологические резервуары; отстойники или резервуары для очистки и подготовки. При. транспортировке по магистральным нефтепроводам: резервуары на головных НПС.

При давлениях сепарации более 0,1. МПа. потери из резервуаров подлежат дифференциации: на потери нефтяного газа и потери. Последние определяются по разнице между общей величиной. МПа при температуре сепарации нефти. Достоинством прямых методов является.

Недостатком косвенных методов является сравнительно. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ.

ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЕМ ОБЪЕМА ПАРОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ, ВЫТЕСНЯЕМОЙ ИЗ. РЕЗЕРВУАРА 2. 1. В. холодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторах. Во избежание искажения результатов анализов. Конструкция газового. КГА1- 1. (ОСТ 2. 5.

В трубу впаиваются термометрический карман 7 и. В начале и конце заполнения резервуара. ПВС) на хроматографический.

Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из. В промежуточные моменты времени ежечасно. ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации.

КГА1- 1 (ОСТ 2. 5. Потери за время наблюдения определяются как. Величина. зависит от выбранного. ПВС (приложения Б, В, Г);   - . ПВС при п заполнениях. ПВС при п заполнениях резервуаров, %;   - . ПВС при п заполнениях.

S r - выборочная. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ. ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО КОНЦЕНТРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПАРОВ, ВЫТЕСНЯЕМЫХ ИЗ. РЕЗЕРВУАРОВ 3. 1. Относительная. среднеквадратичная погрешность определения величины потерь нефти при 1. Порядок проведения измерений 3.

В журнал. наблюдений вносят: дату проведения. РВС. ЖБР); полный объем резервуара.

Определяется начальный. Нн) по уровнемеру или замеряется. ГОСТ 7. 50. 2. Отбираются пробы. Отбор проб. производится по методике, изложенной в разделе 1. Схема расположения точек.

Измеряются максимальным. А). температура газового пространства резервуара в трех точках (см. Температура воздуха измеряется.

ГОСТ 1. 12). Фиксируется время начала закачки нефти. Фиксируется время достижения уровня Н1. Фиксируется время достижения уровня, Н2. Фиксируется время достижения уровня.

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ. ПО ИЗМЕНЕНИЮ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА 4.

Перед загрузкой в хроматограф нефть обезвоживают карбидом кальция. Суммарное. содержание легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после источника. По ГОСТ. среднеквадратичное отклонение результата косвенных измерений величины.

F ( Y 1 , Y 2 , .., Y т ),вычисляют. S 1 , S 2 , .., Sm - среднеквадратичные отклонения результатов измерений величин Y 1 , Y 2 , .., Yт. Применительно к. рассматриваемому методу среднеквадратичная абсолютная ошибка в определении.

Среднеквадратичная. Метод применим. если разница в концентрациях остатков в пробах нефти, отобранных до и после. ГОСТ. 1. 33. 79, ГОСТ 1. Пример расчета. технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава 4.

Определить. величину технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава. КСУ не превышает 0,1. МПа. газовый фактор до источника потерь составляет 3 . Углеводородные. составы проб нефти до и после резервуара представлены в табл. Таблица 2 Углеводородные составы. Компоненты Содержание компонентов до резервуара после резервуара в нефтяном газе, мольные доли в дегазированной нефти, массовые доли в нефти, массовые доли Метан (СН4) 0,4.

Этан (С2. Н6) 0,0. Пропан (С3. Н8) 0,3. Изо- бутан ( i С4. Н1. 0) 0,0. 49. 3 0,0. Н- бутан ( n С4. Н1. Изо- пентан ( i С5. Н1. 2) 0,0. 23. 6 0,0.

Н- пентан ( n С5. Н1. 2) 0,0. 18. 6 0,0. Гексан (С6. Н1. 4) 0,0. Остаток (С7. + высш) - 0,9.

Итого: 1,0. 00. 0 1,0. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ. ПОТЕРЬ НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ ПО ИЗМЕНЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ 5. Давление насыщенных. ДНП) определяется по ГОСТ 1.

Б. Метод позволяет герметично загружать пробу испытываемой нефти в. Таким. образом избавляются от неучтенной погрешности в определении давления насыщенных. Кроме того. установлено, что метод по ГОСТ 1.

Исправленное значение ДНП. Р' = 1,1. 1Р,                                                                (1. Р - измеренное по ГОСТ. ДНП, МПа. Упомянутые случайные величины характеризуются нормальным. Массовая доля потерь нефти от испарения есть функция. Поэтому строятся графики s.

Р s ). для каждого из указанных периодов. Установлено, что. Соотношение между. Соотношение показывает. Порядок построения графика зависимости s.

Р s ) 5. 7. 1. В течение. Пробы до источника потерь отбираются в. При этом топливную камеру бомбы предварительно заполняют насыщенным. Na. Cl . а затем по схеме (рис. После снятия резинового шланга проходной канал в поршне.

Заполненные стаканы вместе с поршнями поочередно взвешивают. Осторожно удаляют поршни из стаканов. При этом следят, чтобы капли нефти с. Поршень с находящейся в нем пробкой. Маловязкие нефти испаряют при.

Периодически взвешивая испаряющиеся образцы нефти. Массовую долю потерь от исходной нефти рассчитывают по формуле где т. Для этого с помощью поршней из стаканов герметично перепускают.

Na. Cl . Производится. Р s ). Логарифм. среднеарифметического значения ДНП будет начальной точкой на оси ln.

Угол наклона прямой к оси ln. Численное значение коэффициента а для данной. Рассчитывают. среднеарифметическое значение ДНП десяти неразгазированных проб нефти. В соответствии с п.

Среднеквадратичная. ДНП нефти до источника потерь, %;  - среднеквадратичная. ДНП нефти после источника потерь, %;  - среднеквадратичная.

Пример расчета. технологических потерь нефти по изменению давления насыщенных паров 5. Определить. величину технологических потерь нефти от испарения из товарно- технологических. РВС- 1. 00. 00 при подготовке и перекачке нефти за весенне- летний. Нефть после установки. КСУ (давление сепарации 0,1. МПа) с содержанием воды до 1 %. В. резервуарах нефть отстаивается от воды при температуре 3.

Из резервуара . Уровень нефти в резервуаре колеблется в пределах 5 - . Котел Хаер Инструкция. Для построения. зависимости s = f ( ln. КСУ (т. е. Пробы отбирались по ГОСТ 2.

Определялись без. ГОСТ. 1. 75. 6, метод Б, с герметичной загрузкой топливной камеры, при температуре. Результаты. определения с поправкой (1.