3.1 Расчёт потерь углеводородов при хранении нефти в резервуарах

Рабочий цикл сырьевого или товарного резервуара состоит из нескольких операций: а) загрузка резервуара нефтью; б) отстой нефти в резервуаре; в) разгрузка резервуара; г) ожидание загрузки.

3.2 Определение потерь углеводородов при загрузке резервуаров

Количество углеводородов, выходящих из резервуара при его загрузке через дыхательный клапан, зависит от ёмкости резервуара V_р, коэффициента загрузки K, давления насыщения паров нефти при температуре её поверхности P_s, абсолютного давления настройки клапана давления P_д, клапана вакуума P_в и других факторов. Оно может быть определено по формуле

, м³ жидкости. (15)

Пример расчёта. Определить количество углеводородов, выходящих из резервуара ёмкостью 2000 м³, при его загрузке нефтью с абсолютным давлением насыщенных паров при средней температуре нефти P_s= 0,0595 МПа. Коэффициент загрузки резервуара K = 0,8, предохранительный клапан отрегулирован на давление 24*10^-5 МПа и на вакуум 20*10^-5 МПа.

Решение

Абсолютное давление клапана

P_д = 0,1+0,00024 = 0,1002 МПа;

в вакууме

P_в = 0,1 – 0,0002 = 0,0998 МПа.

Количество углеводородов, выходящих из клапанов, будет

м³.

По отношению к нефти, поступившей в резервуар, это составляет

.

Таким образом, общие потери лёгких углеводородов при загрузке резервуара зависят от его объёма, рабочего давления предохранительного клапана и объёма газового пространства.

Задача 5. Определить потери углеводородов при загрузке резервуара, работающего при условиях, приведённых в таблице 5. Предохранительные клапаны резервуара отрегулированы на давление 24*10^-5 МПа, на вакуум 20*10^-5 МПа.

Таблица 5

Исходные данные	Варианты задачи
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Vp, м3	1000	2000	3000	5000	7500	700	400	500	1500	2500
Температура, °С	15	20	22	24	25	28	29	17	19	23
K	0,8	0,82	0,84	0,85	0,78	0,85	0,83	0,77	0,81	0,79
Давление насыщенных паров по Рейду, МПа	0,03 6	0,038	0,040	0,043	0,044	0,045	0,050	0,03	0,04	0,05
Давление насыщенных паров нефти Ps истинное (определено по номограмме [8]), МПа	0,03	0,035	0,044	0,045	0,046	0,049	0,054	0,05	0,04	0,045

3.3 Определение потерь углеводородов при малых дыханиях резервуара

Количество углеводородов, выходящих через клапан резервуара при малых его дыханиях, зависит от давления насыщенных паров нефти при максимальной и минимальной температуре на её поверхности P_s1 и P_s2 в течение расчётного периода, абсолютных давлений настройки клапанов, максимальной и минимальной температур газового пространства t₁ и t₂, его объёма V_г и др. Оно может быть определено по формуле (м³)

. (16)

Пример расчёта. В резервуаре находится нефть с давлением насыщения паров по Рейду P_s = 0,0595 МПа. Определить количество углеводородов, выходящих при выдохе из резервуара через дыхательный клапан в течение суток, если минимальная температура воздуха ночью t₂ = 15°С, а максимальная днём t₁ = 40°С; дыхательный клапан отрегулирован на давление 24*10^-5 МПа и вакууме 20*10^-5 МПа; высота газового пространства 4 м; диаметр резервуара D =15 м.

Решение. Объём газового пространства:

V_r = 0,785*D² *h000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000= 0,785*15²*4= 706,5 м³.

Встречает определённые трудности нахождения значений t₁ и t₂. При ориентировочных расчётах можно воспользоваться следующими эмпирическими данными.

1. Минимальная температура на поверхности нефти почти равна среднесуточной температуре наружного воздуха. Она на 5,5°С ниже минимальной, максимальная же температура в общем случае на 5,5°С выше максимальной температуры массы нефти, находящейся в резервуаре.

2. Максимальная температура газового пространства на 120°С выше максимальной температуры на поверхности нефти, а минимальная – на 8°С ниже максимальной температуры на поверхности нефти.

Средняя температура наружного воздуха

°С.

Минимальная температура поверхности нефти

t₂= t_ср – 5,5=27,5-5,5 = 22°С.

Максимальная температура поверхности нефти

t₁= t_ср+5,5 = 27,5+5,5=33°С.

Минимальная температура газового пространства

t₂= t₂-8=22-8=14°С.

Максимальная температура газового пространства

t₁= t₁+12=33+12=45°С.

Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти 0,0707 МПа, а при максимальной температуре 0,0783 МПа. Абсолютные давления P_д= 0,10024 и P_в = 0,0998 МПа.

Количество углеводородов, выходящих из резервуара, согласно формуле (8.3)

м³.

Задача 6. Рассчитать количество углеводородов, выходящих через клапан резервуара при его малых дыханиях, при хранении нефти с давлением насыщенных паров по Рейду 0,064 МПа. Исходные данные приведены в

табл. 6, а P_д = 24*10^-5 и P_в = 20*10^-5 МПа.

Таблица 6

Исходные данные	Варианты задачи
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Диаметр резервуара, м	8	10	11	12	14	19	22	23	25	28
Высота газового пространства, м	4	4,5	4,6	4,4	4,3	4,2	4,1	3,8	3,6	3,5
Максимальная температура воздуха, °С	33	34	35	36	37	38	20	22	25	27
Минимальная температура воздуха, °С	10	12	14	16	15	13	14	11	14	15
Давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре на поверхности нефти* Ps1, МПа	0,05	0,061	0,065	0,0652	0,0652	0,0651	0,051	0,055	0,045	0,058
Давление насыщенных паров нефти при максимальной температуре на поверхности нефти, Ps2 , МПа	0,068	0,071	0,075	0,079	0,079	0,078	0,066	0,075	0,071	0,068

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1979. – 319 с.

2. Лутошкин Г. С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Недра, 1985. – 135 с.

3. Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. – 70 с.

4. Байков Н.М., Позанышев Г.Н., Мансуров Р.Н. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1981.

5. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. – Казань: «ФЭН», 2002.

6. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. – Казань: «ФЭН», 2001.

СОДЕРЖАНИЕ

Общие требования 3

1. Расчет производительности газонефтяных сепараторов 4

2. Механический расчет газонефтяных сепараторов 9

3. Расчет потерь углеводородов от испарения нефти 11

3.1 Расчет потерь углеводородов при хранении нефти в резервуарах 12

3.2 Определение потерь углеводородов при загрузке резервуаров 12

3.3 Определение потерь углеводородов при малых дыханиях резервуара 14

Список литературы 17

17