Page 14 - 4814

, 1 065
 t 
V  , 2 105V з    1 Г  , 1 789 , (1.11)
п

 t пк 

де V - об’єм прийнятої в резервуар нафти;
з
Г – газовий фактор, який змінюється в межах від 0 до 0,8
3
3
м /м .
Густина вуглеводневих парів нафти або нафтопродуктів, що
випаровуються , визначається за формулою

P 
  Г , (1.12)
п
R T
* г

де Р - абсолютний тиск у газовому просторі ємності;
Г
Т - температура газового простору.
г
Середній парціальний тиск парів вуглеводнів визначають
за формулою
С
Р  сер P , (1.13)
St
р
С S
C
де сер - середня відносна концентрація парів у газовому про-
C S
сторі резервуара під час закачування рідини;
С – концентрація парів на лінії насичення;
S
Середня відносна концентрація визначається як

C сер V  С  C
 1 Г  В  в  , (1.14)
C V С C
S 2 Г S S

де V та V 2 Г – об’єм газового простору резервуара відповідно
Г
1
до і після відкачування нафтопродукту;
 C
В - приріст середньої відносної концентрації в газовому
C S
просторі резервуара за одиницю часу при відкачуванні рідини
(визначається за допомогою додатка А);

15