Оглавление

Введение 5

1. Источники потерь углеводородов 7

2. Состояние борьбы с потерями на объектах нефтяной отрасли 10

3. 13

Предохранительный клапан отрегулирован на давление 24·10^-5 МПа и на вакуум 20·10^-5 МПа. 13

Решение. 13

Абсолютное давление клапана 13

Р_д=0,1+0,00024=0,1002 МПа ; 13

в вакууме Р_в=0,1-0,0002=0,0998 МПа. 13

Количество углеводородов, выходящих из клапанов, будет 13

V_n=0,0043·Р_s((Р_в-Р_s)/(Р_д-Р_s))·К·V_р=0,0043·0,045((0,0998-0,045)/(0,1002-0,045))·0,85·5000=8 м³. 13

По отношению к нефти, поступившей в резервуар, это составляет 13

(V_n·100)/( V_р·К)=(8·100)/(5000·0,85)=19% 13

Таким образом, общие потери легких углеводородов при загрузке резервуара зависят от его объема, рабочего давления предохранительного клапана и объема газового пространства, и в нашем случае составили 19%. 13

Теперь определим потери углеводородов при малых дыханиях резервуара. 13

В резервуаре находится нефть с давлением насыщения паров по Рейду Р_s=0,0595 МПа. Вычислим количество углеводородов, выходящих при выдохе из резервуара через дыхательный клапан в течение суток, если минимальная температура воздуха ночью t₂=13ºС, а максимальная днем t₁=38ºС; дыхательный клапан отрегулирован на давление 25·10^-5 МПа и вакууме 20·10^-5; высота газового пространства 4,2 м; диаметр резервуара D=23 м. 14

Решение. 14

Объем газового пространства 14

V_г=0,785·D²=0,785·23²=415,26 м³. 14

Средняя температура наружного воздуха 14

t_ср=(38+13)/2=25,5 ºС 14

Минимальная температура поверхности нефти 14

t₂= t_ср-5,5=25,5-5,5=20 ºС 14

Максимальная температура поверхности нефти 14

t ₁= t_ср+5,5=25,5+5,5=31 ºС 14

Минимальная температура газового пространства 14

t₂= t₂-8=20-8=12 ºС 14

Максимальная температура газового пространства 15

t ₁= t₁+12=31+12=43 ºС 15

Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти 0,0651 МПа, при максимальной температуре 0,078 МПа. Абсолютные давления клапана Р_д=0,10024 и Р_в=0,0998 МПа. Количество углеводородов, выходящих из резервуара, согласно формуле 15

V_n=0,00215·V_г·(P_s1- P_s2)·[((( P_s- P_s2)/( P_д- P_s1))·((Т₀+ t ₁)/ (Т₀+ t ₂)))-1]= 15

=0,00215·415,26·(0,0651-0,078)·[(((0,0998-0,078)/(0,0024-0,0651))·((266,3/285,5)))-1]=0,01м³\сутки. 15

Таким образом, потери углеводородов при малых дыханиях составили 0,01 м³. 15

Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения можно разделить на пять групп. 16

– сокращение объема газового пространства резервуара. Из 16

анализа уравнения потерь следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при V1 = V2 = 0 в резервуаре теоретически потери от 16

испарения должны отсутствовать. 16

Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими 16

крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери от «больших 16

дыханий» и «обратного выдоха» на 70-75% при коэффициенте годовой обора- 16

чиваемости до 60 раз в год и на 80-85% при коэффициенте годовой оборачи- 16

ваемости свыше 60 раз в год, а от «малых дыханий» – на 70% по сравнению с 16

обычными резервуарами со щитовой кровлей. 16

Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном 16

наиболее эффективны при коэффициенте годовой оборачиваемости больше 12. 16

Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и 16

понтонов может быть достигнуто за счет применения прочных полимерных ма- 16

териалов и улучшения конструкции уплотняющих затворов. 16

Вторая группа – хранение под избыточным давлением. Согласно уравне- 16

нию потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточ- 16

ным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы 16

потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». 16

Однако, как показали расчеты, большие избыточные давления усложняют 16

конструкцию и удорожают стоимость резервуаров. На оптимальную величину 17

избыточного давления сильно влияет оборачиваемость резервуара, физико- 17

химические свойства нефтепродукта и метеорологические условия. 17

Третья группа – уменьшение амплитуды колебания температуры газового 17

пространства. 17

Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или 17

значительного уменьшения колебаний температур газового пространства и по- 17

верхности нефтепродукта применяют теплоизоляцию резервуаров, охлаждение 17

их в летнее время водой и окраску в белый цвет, а также подземное хранение. 17

Четвертая группа – улавливание паров нефтепродуктов, вытесняемых из 17

емкости. Для этого применяют газоуравнительные обвязки, представляющие 17

собой отдельные трубопроводы или систему трубопроводов, соединяющих га- 17

зовые пространства резервуаров или транспортных емкостей. 17

Принципиальная схема газовой обвязки представлена на рисунке 2. 17

Применение газоуравнительной обвязки позволяет частично сократить 17

потери от «больших дыханий». Эффективность сокращения потерь при исполь- 17

зовании газовой обвязки зависит от коэффициента совпадения операций и вы- 17

качки. Ориентировочно можно считать, что потери сокращаются на величину, 17

равную коэффициенту совпадения операций. 17

Применение газгольдеров, включаемых в газоуравнительную обвязку ре- 17

зервуаров, позволяет значительно снизить потери и при малых коэффициентах 18

совпадения операций. 18

Если поступление нефтепродукта превышает откачку, то избыток паро- 18

воздушной смеси поступает в газгольдер, что позволяет уменьшить потери 18

нефтепродуктов на 90-95%. Наоборот, когда откачка из резервуаров превышает 18

поступление нефтепродукта, газгольдеры «отдают» в систему паровоздушную 18

смесь. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально воз- 18

можного несовпадения операций. Расчет потерь нефти от «больших дыханий» на примере РВС-5000 18

4. Мероприятия по сокращению потерь нефти от испарения 20

4.1 Метод уменьшения газового пространства 20

4.2 Сокращение амплитуды колебания температуры газового пространства 21

4.3 Увеличение давления внутри резервуара 22

4.4 Систима улавливания легких фракций 23

Список использованных источников: 25

Введение

Место прохождения практики – Открытое акционерное общество «Центрсибнефтепровод», Районное нефтепроводное управление “Парабель” (РНУ), ЛАЭС «Прабель», с. Парабель.

Срок практики: с 10.06 по 5.07.2008 г

Рабочее место – ЛАЭС.

Должность – трубопроводчик линейный 2 разряда.

Открытое акционерное общество «Центрсибнефтепровод» - является дочерним предприятием ОАО «АК «Транснефть», осуществляющим транзитную поставку нефти потребителям по магистралям нефтепроводного транспорта.

На объектах транспорта, хранения нефти и нефтепродуктов, в процессе технологических операций, возникает необходимость в применении резервуарных парков, являющиеся технологическим объектом нефтеперекачивающих станций.

Если на головных перекачивающих станциях резервуарные парки предназначаются для создания определенного резерва нефти и нефтепродуктов, то на промежуточных станциях они являются буферными емкостями и предназначаются для компенсации неравномерности подачи двух соседних перекачивающих станций.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточной станций транспортируемая жидкость поступают в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти и нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарном парке.

Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта.

По статистике потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке значительно превышают потери при их хранении. Безусловно, распределение потерь зависит от характеристики продукта, вида объекта (нефтебаза, магистральный трубопровод) и характера перевалки нефти и нефтепродуктов. Поэтому одной из основных является проблема разработки и внедрения средств, сокращающих потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении.

Источники потерь углеводородов

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. Потери от испарения происходят вследствие так называемых «больших и малых дыханий» в резервуарах.

«Большие дыхания» происходят при вытеснении паровоздушной смеси в окружающую среду в процессе заполнения нефтепродуктами резервуара. При этом объем газового пространства уменьшается. Обратное явление - поступление воздуха в резервуар - отмечается при откачке продукта. Объем такого «большого дыхания» приблизительно соответствует поступившему в резервуар количеству продукта. Потери растут при увеличении числа циклов приема-откачки резервуаров и зависят от климатической зоны.

Потери при «малых дыханиях» вызываются колебаниями температуры окружающей среды. При повышении температуры воздуха в дневное время поверхности резервуара нагреваются, и в результате увеличивается испарение нефтепродуктов, особенно легколетучих фракций. А следовательно, увеличиваются давление и температура парогазовой смеси в резервуаре. Возрастание давления влечет за собой срабатывание дыхательного клапана и выход паровоздушной смеси в окружающую среду. В ночное время при охлаждении продукта давление смеси снижается, создается частичный вакуум и происходит обратное явление - воздух через впускной клапан поступает в газовое пространство резервуара.

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.

Таблица 1 – Потери нефти

Источники потерь	Потери, %
В резервуарах	64,8
в том числе:
от «больших дыханий»	54,0
от «малых дыханий»	4,6
от газового сифона	0,9
при зачистке	5,3
в насосных станциях	2,3
с канализационными стоками	7,5
В линейной части	23,5
в том числе:
от утечек	22,3
от аварий	1,2
иные

Одним из специфических свойств нефти и нефтепродуктов является испаряемость легких фракций углеводородов (ЛФУ) при их хранении. ЛФУ - основная причина технологических потерь ценного сырья и вредных выбросов в окружающую атмосферу. По оценкам отечественных специалистов, в России только за год потери бензина от испарения на нефтебазах составляют более 100 тыс. тонн.

Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти все еще остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.

В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях.

Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.

Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,4/0,6% и достигают 120000 т. год.

Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенерировать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резервуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.

Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн.