2 Виды потерь от испарения из рп при технологических операциях

При эксплуатации резервуара втечение суток температура окружающего воздуха, состояние облачности, и другие погодные условия могут существенно меняться. В большинстве случаев это приводит к увеличению температуры в газовом пространстве, вследствие чего увеличивается процесс насыщения газового пространства лёгкими фракциями нефти.

При этом увеличивается давление в газовом пространстве. При достижении давления в газовом пространстве определённой величины, срабатывает дыхательный клапан, газовая смесь выходит в атмосферу. Происходит «малое дыхание», в зависимости от того, в какую сторону произошло изменение температуры (уменьшение или увеличение), можем наблюдать «вдох» или «выдох».

Потери нефти от испарения при заполнении или опорожнении резервуара «большие дыхания».

Данные потери происходят вследствие разности давлений атмосферного и давления внутри резервуара.

При заполнении резервуара нефтью происходит интенсивное насыщение газового пространства резервуара парами нефти, при этом давление в газовом пространстве возрастает за счёт подкачки нефти. При достижении давления в газовом пространстве определённой величины, срабатывает дыхательный клапан, газовая смесь выходит в атмосферу. Происходит «большой выдох».

При опорожнении резервуара в газовом пространстве происходит разряжение, при этом свежий воздух через дыхательный клапан поступает в резервуар. Происходит «большой вдох».

Потери нефти от «обратного выдоха» наблюдаются при дополнительной откачке нефти, при этом через определённое время происходит насыщение газового пространства парами нефти, и можем наблюдать «обратный выдох».

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения и окисления нефтепродуктов.

Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т. е. уменьшение его количества.

Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образования нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по незачищенным трубопроводам.

Продукты коррозии, являясь катализаторами, значительно ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков.

Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения.

1. Расчет потерь от испарения из резервуаров

1.1 Расчет потерь нефти от испарения из резервуара РВС-5000 от “малых дыханий”.

Исходные данные: плотность нефти , вязкость, давление насыщенных паров Р_у=57,75 кПа, площадь зеркала нефти F_н=408м², температура начала кипения нефти Т_нк=343К, диаметр резервуара D=22,8м, высота стенки резервуара Н=11,9м, кровля коническая[6], расчетный число – 9 июля, местонахождение резервуара широта , республика Башкортостан.

1) Принимаем, что средняя температура воздуха равна среднесуточной температуре нефти: Т_ср=293,2 [1]

2) Находим удельную теплоемкость:

3) Определяем теплопроводность нефти:

4) Рассчитываем коэффициент температуропроводности:

,

где плотность нефтепродукта при средней температуре нефтепродукта Тп.ср.;

- удельная теплоемкость;

теплопроводность

5) Пересчитываем плотность на среднюю температуру

,

где - коэффициент объемного расширения=0,000769([1],табл.1.1)

6) Расчетное отклонение Солнца 9 июля

[1]

7) Продолжительность дня

8) Находим коэффициент m:

,

где продолжительность дня.

9) Определяем интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, по формуле Кастрова-Савинова:

,

где коэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее влажности облачности, запыленности;при безоблачном небе;

географическая широта места установки резервуара

10) Определяем расчетную высоту газового пространства резервуара:

,

где Н – высота боковых стенок вертикальной части резервуара;

Н_взл – высота взлива нефти в резервуаре;

Н_К – высота конуса крыши.

где F_H – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

Н_Г – средняя высота газового пространства.

11) Находим площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара на вертикальную плоскость

,

где D- диаметр резервуара;

НГ- высота газового пространства.

12) Определяем площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:

,

13) Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

.

14) Количество тепла, получаемое 1 м2 стенки, ограничивающей газовое пространство резервуара, за счет солнечной радиации:

,

где степень черноты внешней поверхности резервуара (0,27…0,67)

для алюминиевой краски;

i_o – интенсивность солнечной радиации;

15)Определяем величины коэффициентов теплоотдачи α_г, α_в.л, α_р, α_в.к, определим по графикам ([1], стр. 148):

где - коэффициенты теплоотдачи конвекцией

- коэффициенты теплоотдачи излучением

- коэффициенты теплоотдачи радиацией соответственно в ночное и дневное время

16) Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефтепродукту вычисляют по формуле:

;

,

где и-соответственно коэффициенты теплоотдачи от

паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве

резервуара, к поверхности жидкости для дневного и ночного времени;

F_H – площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

F – площадь поверхности стенок, ограничивающих ГПР;

- теплопроводность нефти.

,

17) Определяем избыточные максимальную и минимальную температуры стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти

,

;

где

-минимальная температура воздуха;

- средняя температура нефтепродукта.

,

где

- максимальная температура воздуха.

- коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время

;

;

;

18) Избыточные температуры газового пространства, отсчитываемые от средней температуры нефти

;

.

19) Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:

,

.

20) Определяем газовую постоянную паров нефтепродукта:

,

где =8314,3 Дж/(моль К);

М – молярная масса паров нефтепродукта;

,

где ,

- температура начала кипения нефтепродукта

;

.

21) Находим объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре

22) Средняя относительная концентрация в газовом пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени:

,

где Н_1Г, Н_2Г – высоты газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки;

;

;

- прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара за время выкачки нефтепродукта τ_в;

- то же самое за время простоя.

и определяем из графиков ([1], стр. 150) с учетом времени выкачки τ_в и времени простоя τ.

По товарному листу определяем, что выкачка нефти из резервуара производилась с 10⁰⁰ 7 июля до 0⁰⁰ 9 июля, после этого уровень налива держался на отметке 2,65м с 0⁰⁰ 9 июля до 12⁰⁰ 12 июля:

τ_в=34 ч;

τ=84 ч.

Средняя производительность выкачки:

где Н_взл1 и Н_взл2 - уровни взлива нефти соответственно до и после выкачки.

Скорость входящего воздуха:

где k – число действующих дыхательных клапанов (для РВС5000 k=2),

d_П – диаметр (условный проход) монтажного патрубка дыхательного клапана.

Выкачка нефти производилась с относительно небольшой производительностью, соответственно скорость входящего воздуха также мала и величиной в данном случае можно пренебречь:

Т.к. время простоя резервуара равно 84 ч при солнечной погода, то принимаем .

Получаем:

Учитывая, что не может быть больше 1, принимаем

23) Минимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара с учетом степени заполнения резервуара:

, значит расчет производим по формуле:

,

где - средняя относительная концентрация в газовом пространстве резервуара в рассматриваемый момент времени,

,

где р_s – давление насыщенных паров нефтепродуктов при Т=Т_{г min} ([1], стр. 149);

p_s=9 кПа.

;

24) Температурный напор определяем по графику ([1], стр. 150):

25) Почасовой рост концентраций в газовом пространстве:

,

где р_г – давление в газовом пространстве резервуара

26) Продолжительность выдоха:

27) Максимальная концентрация:

где

28) Максимальное парциальное давление в газовом пространстве резервуара:

29) Объём газового пространства резервуара:

30) Вытесняемый объём паровоздушной смеси:

31) Среднее массовое содержание паров нефти в паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара:

32) Потери нефти при «малом дыхании» резервуара с установленными дыхательными клапанами:

33) Годовые потери от «малых дыханий» равны сумме потерь от всех «малых дыханий» в течение года. По определению, «малое дыхание» резервуара наблюдается только при остановке операций с нефтью в данном резервуаре. Указанный РВС 5000 используется для аварийного сброса двух нефтей. Поэтому закачка и выкачка нефти останавливается только на время проведения врезок, ремонтных, предупредительных или других видов работ с резервуаром. По товарному листу, плану-графику планово-предупредительного ремонта определяем, что за год происходит 10 остановок. Средняя продолжительность остановки составляет 48 часов, т.е. 2 суток. Таким образом на РВС 5000 №4 происходит 20 «малых дыханий» в год.

где N_м.д – количество «малых дыханий» за год.

2. Расчет потерь нефти от “больших дыханий”

Используя данные п.1.1 определим потери от испарения при «большом дыхании», если закачка в резервуар осуществляется в течение 40000м³/ч от высоты взлива 2м до 9м.Закачке предшествовала откачка нефти в то же день с уровня 9,75м до 2м с производительностью 3500 м³/ч. Резервуар оснащен 2 дыхательными клапанами КДС-3000.

1) Продолжительность откачки и закачки нефти

2) Средняя высота взлива нефти в резервуаре при закачке и откачке

3) Средняя высота газового пространства резервуара при закачке и откачке нефти

,

где Н_Р – высота резервуара;

Н_взл –высота взлива;

Н_К – высота корпуса крыши.

4) Объемы жидкой и паровой фаз на момент начала откачки нефти из резервуара

5) Скорость закачиваемой нефти в приемо-раздаточном устройстве

6) Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана

,

где r – радиус монтажного патрубка

N_к – число дыхательных клапанов

7) Диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефти, омываемой струей воздуха, подсасываемого в резервуар

8) Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти

9) Так как откачка нефти производилась в тот же день, что и заполнение резервуара, то необходимо определить, как изменялась концентрация паров в газовом пространстве в ходе каждой из операций.

10) В процессе откачки средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре

11) Соотношение фаз

Так как , то

12) Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГПР в процессе откачки

13) Концентрация насыщенных паров нефти при откачке

14) Начальная объемная концентрация углеводородов в ГПР перед откачкой

15) Плотность паров нефти и воздуха при условиях откачки

16) Плотность ПВС перед началом откачки

17) Масса ПВС и паров нефти в газовом пространстве перед началом откачки

18) Объем и масса воздуха, подсасываемого в резервуар при его опорожнении

19) Если бы нефть в процессе опорожнения резервуара не испарялась, то к концу опорожнения объемная концентрация паров в газовом пространстве составляла бы

Соответственно средняя объемная концентрация паров нефти была бы

20) Поскольку в ходе опорожнения происходит донасыщение ГП парами нефти, то в качестве первого приближения принимаем, что

При этой концентрации вычисляем

• молярную массу ПВС

• плотность ПВС

• кинематическая вязкость ПВС

• число Шмидта

коэффициент диффузии паров

D_м=a_м+в_мТ

а_м=-0,0111 м2/ч в_м=0,000139 м2/(чК) ([1],табл.10.1)

D_м=-0,0111+0,000139*290,8=0,0293 м2/ч

• модуль движущей силы процесса испарения

- величина Кt-критерия при неподвижном хранении нефти находится по формуле

• среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом

• величина Kt-критерия при откачке нефти

21) Плотность потока массы испаряющейся нефти в процессе откачки

22) Масса нефти, испарившейся за время откачки

23) Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту завершения откачки

Так как Сs0,278, то принимаем Сот*=0,278

24) Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при откачке

Проверим каково расхождение ранее принятой и расчетной величины

Так как расхождение составляет менее 5%, то уточнять концентрацию нет необходимости

25) Парциальное давление паров нефти в ГП к началу простоя резервуара

Р⁽⁰⁾_у.пр=0,278(101320-200)=2811,4Па

26) Объемы жидкой и паровой фаз в процессе простоя резервуара перед его заполнением, а также их соотношение

Так как , то

27) Давление и концентрация насыщенных паров нефти при простое

Так как P_s.прP⁽⁰⁾_у.пр, то испарения нефти в процессе простоя происходить не будет. Следовательно, начальная концентрация паров нефти в ГП в начале закачки С⁽⁰⁾_зак=0,261; Р⁽⁰⁾_у.зак=26418Па

28)Средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре в процессе закачки, а также их соотношение

Так как , то

29) Средние давления и концентрации насыщенных паров нефти в ГП при заполнении резервуара

Так как Р_SзакР⁽⁰⁾_у.зак, то в процессе заполнения резервуара будет происходить донасыщение ГП парами нефти.

30) Примем, что средняя концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара равна С⁽⁰⁾_ср.зак=0,268

При этой концентрации вычисляем

молярную массу ПВС

плотность ПВС

• кинематическая вязкость ПВС

• число Шмидта

коэффициент диффузии паров

D_м=a_м+в_мТ

а_м=-0,0111 м2/ч в_м=0,000139 м2/(чК) ([1],табл.10.1)

D_м=-0,0111+0,000139*290,8=0,0293 м2/ч

• модуль движущей силы процесса испарения

- величина Кt-критерия при неподвижном хранении нефти находится по формуле

• среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом

• величина Kt-критерия при откачке нефти

• скорость нефти в приемном патрубке резервуара

• средняя характерная скорость перемешивания нефти в резервуаре

• находим величину среднего комплексного параметра

• величина Kt критерия при заполнении резервуара

• плотность потока массы нефти, испаряющегося в процессе закачки

- масса нефти, испарившейся в процессе закачки

- массы углеводородов и ПВС в ГПР на момент начала закачки

- объем закачиваемой нефти и масса вытесняемой в атмосферу ПВС

- средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара

- массовая концентрация паров нефти в ГП к моменту окончания закачки

- соответствующая объемная концентрация паров в газовом пространстве

Так как С^*_закС_sзак принимаем С_зак=0,268

31) Находим расчетную среднюю концентрацию паров нефти в ГП в процессе закачки

- отклонение расчетной величины от ранее принятой составляет

следовательно, средняя концентрация паров нефти в ГП резервуара в процессе его заполнения выбрана правильно.

32) Абсолютные давления срабатывания клапанов вакуума и давления НКДМ-350

Р₁=101320Па, так как закачка начинается днем

Р₂=101320+2000=103320Па

33) Среднее парциальное давление паров нефти в ГП в процессе закачки

34) Плотность паров нефти в процессе закачки

35) Потери нефти от «большого дыхания»

Потери от «большого дыхания» составили 7764кг. Можно сделать вывод, что нецелесообразно производить откачку от максимального уровня взлива до минимального и заполнение резервуара практичсеки полностью.

2.3 Расчет потерь нефти от “обратного выдоха”

1) Продолжительность откачки нефти

2) Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана

3) Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемой нефти

4) Среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом

5) Величина Kt-критерия при откачке нефти

6) Плотность потока массы нефти, испаряющейся в процессе откачки

7) Масса нефти, испарившейся за время откачки

8) Массовая и объемная концентрации углеводородов в ГП к моменту завершения откачки

9) Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при откачке

данная величина отличается от ранее принятой на

10) Газовая постоянная паров нефти

11) Потери нефти от «обратного выдоха»

Отрицательный результат расчета говорит о том, что при данных условиях потерь от «обратного выдоха» не будет.