ОЦЕНКА ФАКТИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ И
н е ф т е п р о д у к т о в *
Нередки случаи, когда потери нефти или бензинов от испаре ния превышают рассчитанные по «Нормам естественной убыли». Прежде всего, это связано с отличием реальных условий эксплуата ции резервуаров от принятых при составлении «Норм естественной убыли». Чтобы доказать, что сверхнормативные потери не связаны с хищениями, например, надо владеть современными методами рас чета потерь от испарения.
Кроме того, расчетными методами можно исследовать влияние различных факторов на величину потерь от испарения и на основа нии этого планировать мероприятия по их сокращению.
Различают следующие виды потерь от испарения:
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.
«Нормами естественной убыли» не учитываются и потери, воз никающие при истечении нефти и нефтепродуктов из трубопрово дов и резервуаров.
§10.1. Потери от «большого дыхания»
Потери нефтепродукта от «большого дыхания» вычисляются по формуле В. И. Черникина
(Ю.1)
Данная глава написана при участии Коршака С. А.
где VH—объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта; Vr - объем газового пространства (ГП) резервуара перед закачкой нефтепродукта; Р2 - абсолютное давление в ГП в конце закачки, Р2 = Ра + P^; Pj - то же в начале закачки, Р, = Ра - Ркв —если закачка начинается но чью и Pj = Ра - если днем; Ра - атмосферное давление; Ркв, Рвд - уставки клапанов соответственно вакуума и давления; ру —плотность паров нефтепродукта
Рг, Тг — абсолютное давление и температура в ГП; R - универ сальная газовая постоянная, R =8314 Дж/ (кмоль- К ); Му - мо лярная масса паров нефтепродукта, кг/кмоль - для бензинов
Му = 60,9 -0,306Т нк + 0,001Т*К; |
(10.3) |
- для нефтей
М /=0,0043(Т нк-6 1 )" |
(10.4) |
Т11К - температура начала кипения нефтепродукта (нефти), К; Ру ж-
среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в про цессе заполнения резервуара
Смк ср - средняя концентрация углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара при его заполнении.
Величина С.^ ср определяется с учетом донасыщения ГП в ходе операций, предшествующих заполнению. Независимо от вида тех нологической операции (опорожнение, простой или заполнение ре зервуара) концентрация углеводородов в его ГП находится методом последовательных приближений по следующему алгоритму:
1)задаются средней (за операцию) концентрацией Сср углеводоро дов в ГП;
2)вычисляют кинематическую вязкость паровоздушной смеси v
икоэффициент диффузии паров нефтепродукта D Mпри этой кон центрации и средней температуре процесса Т;
3)вычисляют полный поток массы J и общую массу Д пг испаряю щегося нефтепродукта;
4)находят массовую С и объемную С концентрации углеводородов
в ГП к концу рассматриваемой технологической операции, а затем и расчетное значение средней объемной концентрации углеводоро дов в ГП в течение данной операции Сср расч
Необходимо добиться равенства величин Сср и Сср |
. |
Основные параметры паровоздушной смеси и паров нефтепро |
дукта вычисляются по формулам: |
|
- молярная масса ПВС ( кг/кмоль) |
|
МПВс = Му Сср + Мв (1-Сср); |
(10.6) |
- плотность ПВС ( кг/м3) - по формуле (10.2), в которую вместо Му надо подставить Мпвс, или как аддитивную величину
|
Рпвс = РУ'Сср +Р„ -(l-C cp); |
|
(10.6а) |
- |
кинематическая вязкость ПВС (м2/с ) |
|
|
|
vnBc “ |
10-6 |
5 |
(Ю-7) |
|
: |
О |
|
|
_____1______|______ ^ср_____ |
|
|
|
|
0,1 - Т —14,1 |
0,0225Т —3,61 |
|
|
- |
коэффициент диффузии паров (м2/ч) |
|
|
|
|
D„ = au + |
в„ Т; |
|
(10.8) |
- |
концентрация насыщенных паров (доли) |
|
|
|
|
Cs = Ps / Pp |
|
(10.9) |
где Мв - молярная масса воздуха, Мв = 29 кг/кмоль; а„, вм - эмпи рические коэффициенты (табл. 10.1);
|
|
Таблица 10.1 |
Значения коэффициентов а и, Ьм |
|
|
Углеводородная жидкость |
ам, м2/ч |
Ьм, м2/(ч-град) |
Авиационные бензины |
-0,0965 |
0,000435 |
Автомобильные бензины |
-0,1170 |
0,000503 |
Нефти Башкирии (маловязкие) |
-0,0587 |
0,000251 |
Нефть арланская |
-0,0476 |
0,000200 |
Нефти Западной Сибири |
-0,0111 |
0,000139 |
Нефти Татарии |
-0,0171 |
0,000139 |
Ps - давление насыщенных паров нефтепродукта при рассматривае мых температуре и соотношении фаз
Р, =1,22 PR ■е-ь-т '-т) |
(10.10) |
PRдавление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду (TR=311 К; соотношение объемов паровой и жидкой фаз = 4); bs - эмпири ческий коэффициент (табл. 10.2); F (Уп/Уж) - поправка, учитываю щая влияние соотношения фаз на давление насыщения (табл. 10.2).
|
|
|
|
Таблица 10.2 |
|
Рекомендуемые величины bs и F(VII/V JK) |
|
|
Углеводородная жидкость |
bs, |
Выражение для расчета F (Уп/Уж) |
|
1/К |
при (Уп/Уж)< 4 |
при (У,/Уж)>4 |
|
|
|
Авиационный бензин |
0,0325 |
1,38-0,25 (Vn/ V j ’2 |
0,81+0,486 (Уп/Уж) 0,68 |
|
Автомобильный бензин |
0,0340 |
1,41-0,25 (Vn/Vж)0,37 |
1,15-0,063 (Уп/Уж)0,629 |
|
Нефть |
0,0250 |
1,70-0,35 (УПЛ/Ж)0-5 |
1,70-0,35 (У,/Уж)0’5 |
|
Давление насыщенных паров по Рейду для авиабензинов не дол |
|
жно превышать: для Б-95/130 - |
45400 Па; для Б-91/115 и Б-92 - 48000 |
Па. Для летних автобензинов А-72, А-76, Аи-91, Аи-93 максимально возможная величина PR= 66700 Па, а для зимних —не более 93300 Па. Летние автобензины А-80 и А-92 имеют PR < 80000Па, а у неф тей PR < 66700 Па.
При отсутствии данных о величине PRрекомендуется принимать величину 1,22 PR равной: для автобензинов - 57000 Па, для авиа бензинов - 65000 Па, для нефтей 25000...45000 Па (обратно пропор ционально их плотности).
Интенсивность процесса испарения нефтепродуктов в резервуа рах характеризуется величиной полного потока массы испаряюще гося вещества J, которое показывает, сколько килограммов нефте продукта испаряется с единицы его поверхности в единицу времени. Этот процесс пока изучен только для автобензинов.
Для расчета величин J используются следующие критериальные уравнения, справедливые для резервуаров типа РВС:
—при неподвижном хранении бензина
Ktnp= 2,17 -10-3 - А л °-403 -Sc0-0932 |
(10.1 1) |
—при опорожнении резервуаров |
|
Kt„ = Kt„p- (1+7,45-10 •3-Sc°'l,7-Re^65) |
(10.12) |
- при заполнении резервуаров
K t«= Ktnp[1+1,34•Sc1,327•Dp"0,655• (FrRe)0,087] |
(10.13) |
где Kt - безразмерный критерий подобия, характеризующий интен сивность испарения бензинов
K t= ------------ |
; |
(10.14) |
P„* D„ |
V |
8 *МуТВ |
Т„ Тб —абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина; Ате - модуль движущей силы процесса испарения
An = C-s ~ Ccp |
(10.15) |
1 -С , |
|
Sc - число Шмидта; Recp - среднее число Рейнольдса, характеризу ющее скорость омывания поверхности бензина воздухом при опо рожнении резервуаров; Fr -Re — параметр подобия, характеризую щий интенсивность перемешивания бензина в резервуаре при его заполнении.
Величины Sc, Recp и Fr -Re рассчитываются по следующим за висимостям
v |
U d 3 г— |
W 3 |
Sc = In - ; Re = 0,788 |
VN K ; Fr • Re = |
— , (10.16) |
D |
vnflc |
gv |
M |
|
О т ПВС |
где U - скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефте продукта
U =14,4 U0 / (3,56 + — ); |
(10.17) |
Г
U0 —скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефте продукта
U = Q OT/ (icr’-NJ; |
(10.18) |
г - радиус монтажного патрубка; QOTрасход откачки нефтепро дукта; N K- число дыхательных клапанов, установленных на резер вуаре; d3 - диаметр круга, эквивалентного площади поверхности бен зина, омываемой струей воздуха при входе в резервуар
Hr - средняя высота ГП за время опорожнения; Wx - характерная скорость перемешивания нефтепродукта в резервуаре при закачке бензина
|
W.. =■ |
W. |
( 10.20) |
|
|
|
1+ |
р б |
|
|
4V. |
|
|
|
|
- скорость бензина кинематической вязкостью v |
в приемном |
патрубке резервуара; |
- часовой объём закачки бензина в резер |
вуар; Dp, Нб — соответственно диаметр резервуара и средний уро вень бензина в нём в процессе заполнения. _
Массовая концентрация углеводородов С в ГП резервуара к моменту окончания различных технологических операций вычисля ется по формулам:
- при неподвижном хранении нефтепродукта (простое резервуара)
- |
_ |
in |
уо |
+Дгп |
„ |
|
Q _ |
|
|
у.пр |
|
хр |
т пш, +Amvnn |
( 10.21) |
|
|
|
пвс0 |
|
у.пр |
|
при опорожнении резервуара |
|
|
|
|
С = |
|
гп |
уо + Дп1у.ОТ |
( 10. 22) |
|
|
|
|
|
т пвг +Д1Т1 +ДГП,,
ПВС0 у.ОТ G
при заполнении резервуара
^ _ т уо+ Д тузак- А т пвс-Ссрзак
(10.23)
т пвс0 + Л т у,ах -Л тпвс
где т уо, т ПВСо - масса соответственно углеводородов и ПВС в ГП
резервуара в начале технологической операции; Дшу - масса угле водородов, испарившихся в газовое пространство за время техноло гической операции х
Fp —площадь «зеркала» бензина в резервуаре; Д т в —масса подсасы
ваемого в резервуар воздуха
Л т , = р, Qom гот; |
(10.25) |
Дшпвсмасса ПВС, вытесненной из ГП резервуара при его заполнении
Сср зак —средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в про цессе заполнения резервуара.
Для пересчета объемной концентрации углеводородов в массо вую, и наоборот, следует пользоваться формулами:
С = С Му
м ПВС
или, с учётом формулы (10.6):
С М
С = ____ г ____•
1 + С -(М -1 )’
. с = с Мпвс М.
с =—___ " _
M - C - (M - l)
где М — отношение молярной массы паров нефтепродукта к мо лярной массе воздуха, М = Му / Мв.
Для приближенной оценки потерь от «больших дыханий» мож но воспользоваться методикой НИИТранснефть. Она недостаточно точна, но позволяет обойтись без итераций.
В этом случае среднее расчетное парциальное давление паров неф тепродукта в процессе заполнения резервуара находится по формуле
где Ря - давление насыщенных паров нефтепродукта при условиях заполнения; ДС/С5 —средняя относительная концентрация углево дородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении
АС
(10.29)
C s н г2 с ,
Нг1, Нг2 — высота газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки нефтепродукта; ДС,/С8 - прирост средней относи тельной концентрации в газовом пространстве резервуара за время выкачки тот нефтепродукта; ДС2/С 5 - то же за время простоя тпр
Высота газового пространства резервуара с высотами стенки Нр и конуса крыши Нк при уровне заполнения Нжсоставляет
Hr = Hp- H „ + i . |
(10.29а) |
Величина AC,/CS зависит от типа резервуара, количества дыха тельных клапанов N K, скорости подсасываемого воздуха в них U0, продолжительности откачки тот и может быть найдена по формуле
(10.30)
'■ 'S
где у с1 - коэффициент пропорциональности, выбираемый по табл. 10.3. Прирост средней относительной концентрации в ГП за время
простоя тпр описывается выражением
где \рс2, fty - постоянные коэффициенты, величина которых зависит от состояния облачности; при пасмурной погоде \ус2=5,4-10 4; р\|/=1,305; при переменной - \рс2=9,08-10 4; р\р=1,429; при солнеч ной - \|/с2=2,6М 0-3; |3у= 1,462.
Расчеты показывают, что потери от «больших дыханий» обратно пропорциональны расходу закачки.
Сведения о величине расчетной производительности заполне ния-опорожнения резервуаров, диаметре и числе приемо-раздаточ ных устройств приведены в табл. 10.4.
Тип и количество дыхательных клапанов выбираются в соответ
ствии с их характеристиками (табл. |
10.5) и минимально необходи |
мой пропускной способностью Q0 (м3/ч), равной |
|
2,71*Q + 0,026Vp |
npnQ >0,114 Vp |
|
Q + 0,22-V p |
npnQ < 0 ,1 14Vp, |
(10.32) |
|
где Q - максимальная производительность закачки-выкачки, м3/ч; Vp —геометрический объем резервуара, м3.
§10.2. Потери от «малого дыхания»
Потери нефтепродуктов от «малого дыхания» вычисляются по формуле Н. Н. Константинова
G |
мд |
=ст-V |
г |
In (^а РКВ Ртш)Хт |
(10.33) |
|
|
111 |
|
(Р а + Р вд- Р тах)Тп
где о — среднее массовое содержание паров нефтепродукта в ПВС, вытесняемой из резервуара
[Ршах+Ршш)Му
(10.34)
R ( T rmax + T rm in )
Vr —объем ГП резервуара; Pmin, Pmax - соответственно минимальное и максимальное парциальные давления паров нефтепродукта в ГП резервуара в течение суток; Тг min, Тг тах - минимальная и макси
мальная температуры ГП резервуара в течение суток; Расчет величин Тг min и Т гпш выполняется по формулам
T rm in = Т п . C P + ®г min’ |
шах = Т п С Р + 0 Г тах> |
( 1 0 . 3 5 ) |
где Тп ср — средняя температура нефтепродукта в резервуаре, кото рую с достаточной точностью можно принимать равной средней тем пературе воздуха; 0r min, 0Гтах - избыточные температуры ГП, отсчи тываемые от средней температуры нефтепродукта
0.
0 • |
= |
ат-; е г |
|
(10.36) |
гтш |
F |
! , |
Рна пт сЛн |
|
1 + - |
^ |
|
Fra r(a + m0?t) |
|
F„ а_ |
|
где 0^ min, 0СТтах минимальная и максимальная температуры стенки резервуара, отчитываемые от средней температуры нефтепродукта; F - площадь поверхности, ограничивающей ГП резервуара (часть боковой стенки и крыша);a ', а'в— коэффициенты теплоотдачи в
ночное время соответственно от стенки резервуара к ПВС и от ПВС
к поверхности нефтепродукта; а г, а п - |
то же для дневного време |
ни; ш0 - расчетный параметр |
|
|
т о |
2ати |
(10.37) |
|
|
а - коэффициент температуропроводности нефтепродукта |
|
X |
(10.38) |
а = — ; |
с р р
X, ср р —соответственно коэффициент теплопроводности, теплоем
кость и плотность нефтепродукта при температуре Тп ср; тдн - про должительность дня.
|
|
|
|
Таблица 10.3. |
|
Величина \|/с, |
|
|
|
|
Тип резервуара |
Дыхательные клапаны |
4>с\, |
|
тип |
количество |
|
|
с/(м-ч) |
|
РВС 100 |
КД-100 |
1 |
0,1380 |
|
РВС 200 |
КД-100 |
1 |
0,0682 |
|
РВС 300 |
КД-100 |
1 |
0,0500 |
|
РВС 400 |
КД-100 |
1 |
0,0382 |
|
РВС 700 |
КД-150 |
1 |
0,0414 |
|
РВС 1000 |
КД-150 |
1 |
0,0321 |
|
РВС 2000 |
КД-200 |
1 |
0,0300 |
|
|
КД-250 |
2 |
0,0520 |
|
|
КД-250 |
3 |
0,0715 |
|
|
КД-250 |
4 |
0,0880 |
|
|
КД-200 |
1 |
0,0220 |
|
|
КД-250 |
2 |
0,0360 |
|
|
КД-250 |
3 |
0,0500 |
|
|
КД-250 |
4 |
0,0600 |
|
|
НДКМ-150 |
1 |
0,0125 |
|
|
НДКМ-200 |
1 |
0,0134 |
|
|
НДКМ-200 |
2 |
0,0222 |
|
|
НДКМ-250 |
1 |
0,0136 |
|
РВС 5000 |
НДКМ-350 |
1 |
0,0171 |
|
КД-200 |
1 |
0,0155 |
|
|
КД-250 |
2 |
0,0275 |
|
|
КД-250 |
3 |
0,0360 |
|
|
КД-250 |
4 |
0,0410 |
|
|
НКДМ-150 |
1 |
0,0077 |
|
|
НКДМ-150 |
2 |
0,0132 |
|
|
НКДМ-200 |
1 |
0,0089 |
|
|
НКДМ-200 |
2 |
0,0152 |
|
РВС 100000 |
НКДМ-250 |
1 |
0,0104 |
|
НКДМ-250 |
2 |
0,0171 |
|
|
НКДМ-350 |
1 |
0,0143 |
|
|
КД-250 |
2 |
0,0145 |
|
|
НКДМ-200 |
1 |
0,0045 |
|
|
НКДМ-200 |
2 |
0,0095 |
|
|
НКДМ-250 |
1 |
0,0320 |
|
РВС 20000 |
НКДМ-250 |
2 |
0,0090 |
|
НКДМ-350 |
1 |
0,0059 |
|
|
НКДМ-350 |
2 |
0,0120 |
|
|
НКДМ-200 |
2 |
0,0048 |
|
|
НКДМ-250 |
2 |
0,0060 |
|
|
НКДМ-350 |
1 |
0,0040 |
|
|
НКДМ-350 |
2 |
0,0071 |
Максимальную и минимальную избыточные температуры стен ки резервуара определяют по формулам