Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти из технологических резервуаров при добыче нефти (стр. 3 )

К Методическим рекомендациям

по определению технологических потерь нефти при

добыче из технологических резервуаров при добыче нефти

Значения опытных коэффициентов K, K, где t - температура жидкости, °С: (температурный режим работы РВС принимается согласно технологическому регламенту)

t, °С	K	t, °С	K	t, °С	K	t, °С	K	t, °С	K
-30	0.09	-14	0.173	+2	0.31	18	0.54	34	0.82
-29	0.093	-13	0.18	+3	0.33	19	0.56	35	0.83
-28	0.096	-12	0.185	+4	0.34	20	0.57	36	0.85
-27	0.10	-11	0.193	+5	0.35	21	0.58	37	0.87
-26	0.105	-10	0.2	+6	0.36	22	0.60	38	0.88
-25	0.11	-9	0.21	+7	0.375	23	0.62	39	0.90
-24	0.115	-8	0.215	+8	0.39	24	0.64	40	0.91
-23	0.12	-7	0.225	+9	0.40	25	0.66	41	0.93
-22	0.125	-6	0.235	10	0.42	26	0.68	42	0.94
-21	0.13	-5	0.24	11	0.43	27	0.69	43	0.96
-20	0.135	-4	0.25	12	0.445	28	0.71	44	0.98
-19	0.14	-3	0.26	13	0.46	29	0.73	45	1.00
-18	0.145	-2	0.27	14	0.47	30	0.74	46	1.02
-17	0.153	-1	0.28	15	0.49	31	0.76	47	1.04
-16	0.16	0	0.29	16	0.50	32	0.78	48	1.06
-15	0.165	+1	0.3	17	0.52	33	0.80	49	1.08
								50	1.10

Приложение N 4

К Методическим рекомендациям

по определению технологических потерь нефти при

добыче из технологических резервуаров при добыче нефти

Значение опытного коэффициента K

Конструкция резервуаров	K	Объем резервуара, V, м
		100 и менее	200-400	700-1000	2000 и более
	Режим эксплуатации "мерник"*.
Наземный вертикальный	K	0.63	0.61	0.58	0.56
Заглубленный	K	0.56	0.54	0.51	0.50
Наземный горизонтальный	K	0.70	0.68	0.65	0.63
Режим эксплуатации "буферная емкость"
Все типы конструкций	K	0.10	0.10	0.10	0.10

________________

* Для режима эксплуатации резервуара "мерник" необходимо представить паспорт на резервуар, в котором должны быть указаны максимальный и минимальный уровни взлива нефти.

Приложение N 5

К Методическим рекомендациям

по определению технологических потерь нефти при

добыче из технологических резервуаров при добыче нефти

Значение опытного коэффициента K, где Р - давление насыщенных паров жидкости, мм. рт. ст.

Р мм. рт. ст.	K
540 и менее	1.00
550	1.03
560	1.07
570	1.11
580	1.15
590	1.19
600	1.24
610	1.28
620	1.33
630	1.38
640	1.44
650	1.49
660	1.55
670	1.61
680	1.68
690	1.74
700	1.81
710	1.89
720	1.97
730	2.05
740	2.14
750	2.23
759	2.32

Приложение N 6

К Методическим рекомендациям

по определению технологических потерь нефти при

добыче из технологических резервуаров при добыче нефти

Значение коэффициента K

Емкость резервуара	Коэффициент заполнения резервуара в зависимости от типа
	без понтона	с понтоном	с плавающей крышей
до 5000 куб. м	0,85	0,81	0,8
от 10000 до 30000 куб. м	0,88	0,84	0,83

Приложение N 7

К Методическим рекомендациям

по определению технологических потерь нефти при

добыче из технологических резервуаров при добыче нефти

Пример расчета предельно возможного количества технологических потерь нефти в резервуарах

Исходные данные:

1. Количество нефти, проходящая через резервуарный парк (РП) Q = 7000000 т/год.

2. Количество жидкости, проходящая через резервуарный парк (РП) Q = 7500000 тыс. т/год.

3. Резервуары вертикальные стальные (РВС), оснащены ССВ (ГУС):

- вместимость номинальная - 5000 м;

- количество резервуаров - 2 шт.;

- режим эксплуатации "буферная емкость";