Определение потерь нефти из резервуара от «больших дыханий»

Институт геологии и нефтегазодобычи

 

Кафедра кибернетических систем

 

 

РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НЕФТЕПРОДУКТА В РЕЗЕРВУАРЕ

 

Методические указания по выполнению практических работ

по дисциплине "Нормативное обеспечение проектной

и производственной деятельности"

для обучающихся по направлению подготовки

27.04.04 – Управление в технических системах

 

Составитель к.т.н., доцент Х.Н. Музипов

 

 

Тюмень

ТИУ

2019

Методические указания по выполнению практических работ по дисциплине "Нормативное обеспечение проектной и производственной деятельности" для обучающихся по направлению подготовки 27.04.04 – Управление в технических системах/ сост. Х.Н. Музипов; Тюменский индустриальный университет. – Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2019.– 21 с.

 

Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры кибернетических систем «28» августа 2019 года, протокол №1.

 

Аннотация

Методические указания по выполнению практических работ по дисциплине "Нормативное обеспечение проектной и производственной деятельности" для обучающихся по направлению подготовки 27.04.04 – Управление в технических системах. Данная дисциплина изучается на первом курсе в первом семестре.

Методические указания содержат список рекомендованной для изучения литературы, обращение к которым позволит студентам дополнительно получить теоретические сведения по темам, рассмотренным в данных методических указаниях.

 

© Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет»

Оглавление

Оглавление. 4

Введение. 5

1. Определение потерь нефти из резервуара от «больших дыханий». 8

Список использованных источников. 15

Приложение А.. 16

Приложение В.. 17

Приложение С.. 18

Приложение D.. 19

ВВЕДЕНИЕ

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%).

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.

Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.

Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Большое значение уделяется потерям нефтепродуктов от испарения, в результате чего уменьшается их количество и изменяется их качество (уменьшается октановое число бензинов, утяжеляется фракционный состав).

Различают следующие потери от испарения [2]:

1) при заполнении резервуаров («большие дыхания»);

2) при неподвижном хранении («малые дыхания»);

3) после выкачки нефтепродукта вследствие донасыщения газового пространства («обратный выдох»);

4) из-за негерметичности газового пространства («вентиляция»);

5) при заполнении транспортных емкостей.

Задание: определить потери нефти из резервуара РВС - 20 000. (20000 м³; диаметр: 39,9м; высота: 17,8 м; высота конуса крыши Н_к = 0,85 м)

 

Исходные данные для расчетов приведены в таблице

 

№ варианта	Месяц	Qзак м3/ч	Тн.к 0 С	Hвзл1 м	Hвзл2 м	Рк.в Па	Рк.д. Па
1.				1,5	5,0
2.				2,0	5.5
3.				2.5	6,0
4.				3,0	6,5
5.				1,5	7,0
6.				2,0	7,5
7.				2.5	8,0
8.				3,0	8,5
9.				1,5	9,0
10.				2,0	9,6
11.				2.5	10,0
12.				3,0	10,5
13.				2,0	11,0
14.				2.5	11,5
15.				3,0	12,0

 

Примечание:

· Q_зак - производительность закачки, м³/ч;

· максимальная высота взлива H_взл2 , м;

· минимальная высота взлива H_взл2 H_взл1 м;

· Т_в.ср средняя температура воздуха за месяц в К (по данным таблицы рис. 1 );

· Р_к.в. - уставка клапана вакуума, Па;

· Р_к.д. - уставка клапана давления, Па;

· Р_а - барометрическое давление, Па (по данным таблицы рис. 2);

· Т_н.к - температура начала кипения, ⁰С (перевести в К).

 

Рис. 1. Температура воздуха днем и ночью, °C   Рис. 2. Атмосферное давление и влажность

 

 

Определение потерь нефти из резервуара от «больших дыханий»

Потери нефти от больших дыханий происходят при заполнении пустого резервуара. При заполнении нефти в резервуар вся образовавшаяся паровоздушная смесь через дыхательный клапан выходит в атмосферу. При опорожнении резервуара в него через клапан поступает атмосферный воздух, который насыщается парами нефти, и при новом наливе процесс большого дыхания повторяется вновь.

Потери нефтепродукта от «большого дыхания» вычисляются по формуле:

(1)

 

где V _н – объем закачиваемой нефти в резервуар;

V_Г – объем газового пространства резервуара (ГП) перед закачкой нефти;

Р ₂ – абсолютное давление в ГП в конце закачки, Р ₂ = P _а + P _кд;

Р ₁ – абсолютное давление в ГП в начале закачки, P ₁ = P _а – P _кв – если закачка начинается ночью и P ₁ = P _а – если днем;

P _а – атмосферное давление;

P _кв, P _кд – уставки клапанов соответственно вакуума и давления;

P_Г, T_Г – абсолютное давление и температура в ГП;

– универсальная газовая постоянная паров нефти, = 8314 Дж/(кмоль·К);

Т_НК – температура начала кипения нефти, К.

ρ _y – плотность паров нефти определяется по формуле

(2)

М_y – молярная масса паров нефти определяется по формуле

 

М_y = 0,0043 (Т_НК – 61)^1,7 кг/кмоль; (3)

 

P_y – среднее расчетное парциальное давление паров нефти в процессе заполнения резервуара:

Р_y = C_зак.ср. × Р₂; (4)

 

C_зак.ср. – средняя концентрация углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара при заполнении.

Величина C_зак.ср. определяется с учетом донасыщения ГП в ходе операций предшествующих заполнению. Независимо от вида технологической операции (опорожнение, простой или заполнение) концентрация углеводородов в его ГП находится методом последовательных приближений по следующему алгоритму:

1. задаются средней (за операцию) концентрацией С_ср углеводородов в ГП:

2. вычисляют кинематическую вязкость паровоздушной смеси v и коэффициент диффузии паров нефтепродукта D_м при этой концентрации и средней температуре процесса Т:

3. вычисляют полный поток массы J и общую массу Δm_y испаряющегося нефтепродукта;

4. находят массовую и объемную С концентрации углеводородов в ГП к концу рассматриваемой технологической операции, а затем и расчетное значение средней объемной концентрации углеводородов в ГП в течение данной операции С_{ср. расч.}

Необходимо добиться равенства величин С_ср. и С_{ср. расч.}.

Основные параметры паровоздушной смеси и паров нефтепродукта вычисляются по формулам:

- молярная масса ПВС (кг/кмоль)

 

М_ПВС = М_y × С_ср + М_в (1- С_ср) (5)

 

- плотность ПВС (кг/м³) определяется по формуле (2), в которую вместо М_y надо подставить М_ПВС или как аддитивную величину

 

; (6)

 

- кинематическая вязкость ПВС (м²/с)

 

; (7)

 

- коэффициент диффузии паров (м²/ч)

 

; (8)

 

- концентрация насыщенных паров (доли)

 

(9)

 

где М_в молярная масса воздуха, М_в = 29 кг/кмоль;

а_м, b_м эмпирические коэффициенты (табл. 1).

Таблица 1

Значения коэффициентов а_м, b_м

Нефть	ам, м2/ч	bм м2/ч×град
Башкирская	-0,0587	0,000251
Западной Сибири	-0,0111	0,000200
Татарии	-0,0171	0,000139

 

Давление насыщенных паров по Рейду у нефтей составляет P_R ≤ 66700 Па. При отсутствии данных о величине P_R рекомендуется для нефтей принимать 1,22 P_R равной 25000…45000 Па (обратно пропорционально их плотности).

Интенсивность процесса испарения нефепродуктов в резервуарах характеризуется величиной полного потока массы испаряющегося вещества J, которое показывает, сколько килограммов нефтепродукта испаряется с единицы его поверхности в единицу времени. Этот процесс изучен для бензинов.

Для расчета величин J используются следующие критериальные уравнения, справедливые для резервуаров типа РВС:

- при неподвижном хранении нефтепродукта

 

(10)

 

- при опорожнении резервуаров

 

(11)

 

- при заполнении резервуаров

 

(12)

 

где Kt – безразмерный критерий подобия, характеризующий интенсивность испарения нефтепродуктов

 

, (13)

 

Т_в, Т_б - абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина;

Δπ – модуль движущей силы процесса испарения

 

(14)

 

Sc – число Шмидта;

(Число Шмидта {\displaystyle \mathrm {Sc} } — безразмерное число, показывающее соотношение интенсивностей диффузии импульса (то есть вязкость) и диффузии вещества, то есть характеризует относительную роль молекулярных процессов переноса количества движения и переноса массы примеси диффузией. Оно является критерием подобия для течений жидкости, в которых наблюдаются одновременно как переносы вещества (обычно примеси), так и вязкие эффекты.

По одной версии число было названо в честь немецкого инженера Эрнста Шмидта, по другой — в честь австрийского геофизика Вильгельма Матеуса Шмидта.

Число Шмидта равно отношению коэффициентов кинематической вязкости к коэффициенту диффузии вещества (или коэффициенту массопереноса). Оно также равно отношению толщин гидродинамического пограничного слоя и слоя массопереноса.

Определение числа Шмидта в виде формулы: Sc= v/ D

{\displaystyle \mathrm {Sc} ={\frac {\nu }{D}},}где: v {\displaystyle \nu } — кинематическая вязкость, м²·с⁻¹;

{\displaystyle D}D — коэффициент диффузии, м²·с⁻¹.)

 

Re_ср – среднее число Рейнольдса, характеризующее скорость омывания поверхности нефтепродукта воздухом при опорожнении резервуаров;

Fr·Re – параметр подобия, характеризующий интенсивность перемешивания нефтепродукта в резервуаре при его заполнении.

Величины Sc, Re_ср и Fr·Re по следующим зависимостям

 

(15)

 

где U – скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта

(16)

U₀ – скорость струи воздуха через патрубок дыхательного клапана

 

(17)

 

r –радиус монтажного патрубка;

Q_от - расход откачки нефтепродукта;

N_к – число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре;

d_э – диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефтепродукта, омываемой струей воздуха при входе в резервуар

 

(18)

 

H_r – средняя высота ГП за время опорожнения;

W_x – характерная скорость перемешивания нефтепродукта в резервуаре при закачке бензина

(19)

 

W_зак – скорость бензина с кинематической вязкостью v в приемном патрубке резервуаре;

V_зак – часовой объём закачки бензина в резервуар;

D_р , H_б – соответственно диаметр резервуара и средний уровень бензина в нём в процессе заполнения.

Массовая концентрация углеводородов в ГП резервуара к моменту окончания различных технологических операций вычисляется по формулам:

- при неподвижном хранении нефтепродукта (резервуар не в работе)

 

(20)

 

- при опорожнении резервуара

 

(21)

 

- при заполнении резервуара

 

(22)

 

где m_yo, m_{ПВС 0} – масса соответственно углеводородов и ПВС в ГП резервуара в начале технологической операции;

Δm_y – масса углеводородов, испарившихся в газовое пространство за время технологической операции τ

 

(23)

 

F_р – площадь «зеркала» бензина в резервуаре;

Δm_в – масса подсасываемого в резервуар воздуха

 

(24)

 

Δm_ПВС – масса ПВС, вытесненной из ГП резервуара при его заполнении

(25)

 

- средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе при его заполнении.

Для перерасчета объемной концентрации углеводородов в массовую, и наоборот, следует пользоваться формулами:

 

(26)

 

или с учетом формулы (5)

 

(27)

 

где - отношение молярной массы нефтепродукта к молярной массе воздуха, .

Расчет объемной концентрации углеводородов можно произвести без итераций.

В этом случае среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара определяется по формуле

(28)

где P_sз – давление насыщенных паров нефтепродукта при условиях заполнения;

ΔС/С_s – средняя относительная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении

 

(29)

 

H_r1, H_r2 - высота газового пространства в резервуаре соответственно до и после откачки нефтепродукта;

ΔС₁/С_s - прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара за время откачки _от нефтепродукта;

ΔС₂/С_s - то же самое за время простоя τ_пр.

Высота газового пространства резервуара с высотой стенки H_p и конуса крыши Н_к при уровне заполнения Н_Ж составляет

 

(30)

 

Величина ΔС₁/С_s зависит от типа резервуара, количества дыхательных клапанов N_к, скорости подсасываемого воздуха в них U₀ , продолжительности откачки τ_отк и может быть найдена по формуле:

 

, (31)

 

где ψ_с1 – коэффициент пропорциональности, выбираемый из табл. 2.

Прирост средней относительной концентрации в ГП за время простоя τ_пр описывается выражением

 

(32)

 

где ψ_с2, βψ – постоянные коэффициенты, величина которых зависит от состояния облачности; при пасмурной погоде ψ_с2 = 5,4×10^-4, βψ = 1,305; при переменной - ψ_с2 = 9,08×10^-4, βψ = 1,429; при солнечной - ψ_с2 = 2,61×10^-3, βψ = 1,462.

Расчеты показывают, что потери от «больших дыханий» обратно пропорциональны расходу закачки.

Сведения о величине расчетной производительности заполнения-опорожнения резервуаров, диаметре и числе приемо-раздаточных устройств приведены в табл. 3.

Тип и количество дыхательных клапанов выбираются в соответствии с их характеристикам (табл. 4) и минимально необходимой пропускной способностью Q₀ (м³/ч), равной

 

(33)

 

где Q – максимальная производительность закачки-выкачки, м³/ч;

V_P - геометрический объём резервуара, м³.