В настоящее время теряется до 1 % добываемой в стране нефти. Большая часть потерь (до 0,8 %) приходится на потери от испарения. Меньшая часть уносится попутным газом в ви­де капельной жидкости и пластовой водой в виде частиц нефти.

Принятие экономически целесообразных технических решений по сокращению потерь возможно только при наличии достоверной информации о величине потерь и их распределе­нию по технологической цепочке.

По инициативе НК «ЛУКОЙЛ», в развитие РД 153-39-019-97 разработано МИ 3093-2007 «Нефть. Общие технологические потери на нефтедобывающих предприятиях».

 

1. Контроль потерь от испарения

Согласно РД 153-39-019-97 наиболее удобным для практического применения является метод определения потерь от испарения по изменению давления насыщенных паров (ДНП) нефти. Он основан на том, что в процессе испарения из нефти преимущественно выделяются легкие углеводороды, вследствие чего ДНП нефти снижается.

1.1. Измерение давления насыщенных паров

Стабильность нефти или ее предрасположенность к испарению определяется величиной ДНП. Данным показателем оценивается качество товарной нефти (ГОСТ Р 51858-2002), им же следует характеризовать насыщенность сырой нефти газом (легкими углеводородами), кото­рый выделяется из нефти при ее подготовке до товарной кондиции.

Многие годы, ввиду исторически сложившейся международной практике, широко при­меняется для контроля ДНП метод Рейда (ГОСТ 1756-2000). Он позволяет измерять условное значение ДНП. Это обусловлено негерметичностью отбора проб, наличием в измерительной камере воздуха, неточным заданием соотношения фаз и фиксации момента приведения систе­мы «жидкость-пар» в термодинамическое равновесие.

Истинное ДНИ нефти измеряется с применением ГОСТ Р 8.601-2003 «Давление насы­щенных паров нефти и нефтепродуктов» (ГОСТ 8.601-2010 по МГС). Метод базируется на использовании прибора АЛП-01ДП-01 (Рис. 1).

Рис. 1

Суть метода заключается в герметичном отборе проб, вводе, при постоянной температу­ре, определенного количества продукта в дозировочную камеру, создания в измерительной камере объема, обеспечивающего соотношение фаз 4:1, перевода порции продукта в измери­тельную камеру, привидении системы «жидкость-пар» в термодинамическое равновесие и фиксации в системе давления.

1.2. Установление зависимости ДНП от массы испарившихся углеводородов и опре­деление потерь по его изменению

Данный метод реализован в МИ 2566-99 «Нефть. Потери от испарения в резервуарах» и МИ 2793-2003 «Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения» (РМГ 107-2010). Он базируется на применении прибора АЛП-01ДП-01. Его обвязка производится согласно схеме, изображен­ной на рисунке 2.

Операции по получению исходных данных для построения зависимости ДНП (Р) от удельной массы (Δ G) выделившихся углеводородов осуществляются в следующем порядке.

• Отбирается проба нефти на входе объекта и пробоотборник подключается к прибору.
• Заполняется испарительная камера нефтью и часть ее подается в прибор.
• Определяется исходная масса нефти и ее ДНП.
• После испарения заданного количества нефти определяется ее ДНП.

Эта операция повторяется при различных количествах выделившихся углеводородов.

После обработки данных получают графическую (Рис. 3) или аналитическую зависи­мость P=f(ΔG).

Имея такую зависимость и измеряя периодически ДНП нефти на входе и выходе объекта можно очень быстро, достоверно и с гарантированной точностью определять потери нефти от испарения.

Рис. 2. Принципиальная схема размещения технических средств при определении количества выделяющихся углеводородов и соответствующего ему ДНП:

1 – прибор АЛП–01ДП–01; 2 – индивидуальный пробоотборник; 3 – термостат; 4 – весы лабораторные; 5 – распределитель; 6 – испарительная камера.

 

Рис. 3. Зависимость ДНП нефти от удельной массы выделившихся углеводородов

На основе МИ 2566-99 и МИ 2793-2003 разработаны Межгосударственные рекоменда­ции РМГ 107-2010 «Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения». Их приме­нение позволяют определять потери от испарения с абсолютной погрешностью:

• в диапазоне от 0,1 до 1,0 % масс., не превышающей ± 0,05 % масс.
• в диапазоне от 1,0 до 2,0 % масс., не превышающей ±0,15 % масс.

2. Контроль уноса капельной жидкости потоком газа

Уносимая с газом капельная жидкость включается в общие потери нефти.

Контроль осуществляется согласно МИ 2730-2010 «Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа».

В зависимости от давления в трубопроводе применяются пробозаборники ИКЖ-2 (Р≤16 кгс/см²) или ИКЖ-3 (Р≤40 кгс/см²).

3. Контроль потерь нефти со сточными водами

Определение концентрации нефти в сточной воде производится в соответствии с ОСТ 39-133-81 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания нефти в промы­словой сточной воде».

4. Общие технологические потери нефти

Общие технологические потери нефти, по отдельному предприятию, согласно МИ 3093-2007 определяются пу­тем суммирования потерь углеводородов от испарения, уноса нефти сточными водами и уноса капель жидкости потоком газа.

• Вперёд >