Содержание к диссертации
Введение
1. Актуальные проблемы повышения эффективности перекачки и хранения нефти в резервуарных парках. постановка задач исследования 8
1.1. Характеристика оборудования резервуарного парка как объекта исследования 8
1.2. Характеристика технологических процессов в РП 13
1.3. Параметры, влияющие на работу резервуарного парка 16
1.4. Резервуарные парки как источник загрязнения атмосферы 19
1.5. Потери нефти в резервуарном парке 24
1.6. Методы сокращения потерь нефти от испарения 26
1.7. Расчетные и экспериментальные методы исследования процессов в резервуарах и трубопроводах 30
Выводы по главе 1 34
2. Экспериментальное исследование процессов испарения нефти в модельном резервуаре 35
2.1. Цель и задачи экспериментального исследования 35
2.2. Описание экспериментальной установки 36
2.3. Методика проведения эксперимента и обработка результатов измерений 40
2.4. Анализ результатов экспериментального исследования скорости испарения нефти в модельном резервуаре 45
Выводы по главе 2 51
3. Физико-математическое моделирование работы резервуарного парка 52
3.1. Моделирование гидродинамических и тепловых процессов при движении нефти в объектах НПС 52
3.2. Математическая модель и методика расчета тепломассообменных процессов в резервуаре 57
3.3. Методика прогнозирования потерь нефти, расчета параметров перекачки в трубопроводах и тепломассопереноса в резервуарах 69
Выводы по главе 3 76
4. Прогнозирование выбросов и потерь нефти на различных технологических режимах резервуарного парка 78
4.1. Расчет гидродинамических и тепловых параметров нефти в объектах нефтеперекачивающей станции 78
4.2. Анализ технологических режимов работы резервуарного парка 84
4.2.1. Режим «хранения нефти» в резервуаре 84
4.2.2. Режим «приема нефти» в резервуар 85
4.2.3. Режим «отпуска нефти» из резервуара 87
4.2.4. Режим перекачки нефти «через резервуар» 89
4.2.5. Режим перекачки нефти «с подключенным резервуаром» 92
4.3. Оценка потерь нефти и эффективности при снижении интенсивности
перекачки нефти через резервуар 95
Выводы по главе 4 97
Основные выводы и рекомендации 98
Список использованных источников 101
Список основных сокращений
- Характеристика оборудования резервуарного парка как объекта исследования
- Методика проведения эксперимента и обработка результатов измерений
- Моделирование гидродинамических и тепловых процессов при движении нефти в объектах НПС
- Расчет гидродинамических и тепловых параметров нефти в объектах нефтеперекачивающей станции
Введение к работе
Актуальность проблемы
Западная Сибирь является крупнейшим поставщиком нефти в Российской Федерации. На ее территории находятся магистральные нефтепроводы общей протяженностью около 17 тыс. км, из них в Тюменской области 8 тыс. км, 83 нефтеперекачивающие станции (НПС), резервуарные парки (РП) общей вместимостью более 2,5 млн. м . По данным Комитета госстатистики, выбросы углеводородов в атмосферу в Тюменской области ежегодно составляют более 600 тыс. тонн, и их количество с каждым годом увеличивается. Это связано с несовершенством технических средств и технологических процессов транспортировки и хранения нефти. Основным видом технологических выбросов углеводородов при эксплуатации систем трубопроводного транспорта, полностью не устранимых на современном этапе развития, являются выбросы из резервуаров. Они определяются потерями нефти от испарения в результате больших и малых «дыханий». В настоящее время потери нефти от испарения при транспортировке и хранении определяются по нормам естественной убыли, разработанным в 70 - 80-х годах прошлого столетия. Эти нормы предназначены для определения потерь нефти в случаях ее фактической недостачи и используются, как правило, при инвентаризации один раз в месяц.
С учетом повышения требований к экологической и промышленной безопасности производственных объектов и технологических процессов нефтегазовой отрасли возникает необходимость разработки современной методики контроля и управления выбросами легких углеводородов. В этих условиях эксплуатации промышленных объектов наиболее важной задачей является генерация эффективного прогноза аварийных и внештатных ситуаций, выбросов углеводородного сырья и их последствий, рекомендация мероприятий по их предотвращению, а также снижению при этом
эксплуатационных затрат и обеспечению заданного качества продукта. В настоящее время алгоритмические программные комплексы, оснащенные средствами моделирования, анализа и прогнозирования, позволяют быстро и корректно определить по заданным параметрам состояние системы и ее поведение при различных условиях в будущем. Это является предпосылкой к разработке новых моделей и методик, наиболее полно отражающих процессы транспортировки и хранения нефти.
Повышение эффективности эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в частности резервуарных парков, возможно только при научно-обоснованном определении и прогнозировании потерь нефти, влияющих на экологические и экономические ущербы. Для решения этой проблемы необходимо совершенствовать методы анализа и управления режимными параметрами нефти в трубопроводах и резервуарах.
Таким образом, разработка современных методов прогнозирования и сокращения выбросов на основе перспективных методов мониторинга и управления технологическими режимами в условиях эксплуатации является актуальной проблемой.
Цель работы - прогнозирование и сокращение выбросов углеводородов в резервуарных парках магистральных нефтепроводов на основе совершенствования систем управления с использованием физико-математического моделирования гидродинамических и тепломассо-обменных процессов в трубопроводах и резервуарах.
Основные задачи, решаемые в диссертационной работе:
1. Выявить закономерности процессов статического и динамического
испарений нефти в резервуарах РВС-20000 и получить обобщенные данные о
скорости испарения нефти.
2. Разработать физико-математическую модель работы НПС,
отражающую гидродинамические и тепловые процессы при движении нефти в
объектах НПС, а также процессы тепломассопереноса в резервуарах.
Разработать методику прогнозирования потерь нефти в резервуарном парке нефтепровода в зависимости от изменения основных характеристик нефти, паровоздушной смеси в резервуарах НПС, используемого технологического режима перекачки нефти с учетом обобщенных зависимостей от скорости испарения нефти.
Создать экспертный алгоритмический комплекс, позволяющий давать оценку выбросов и потерь нефти в режиме реального времени с использованием математических моделей гидродинамических и тепловых процессов в трубопроводах и тепломассообмена в резервуарах, являющийся основой для принятия рациональных решений при контроле и управлении режимами работы НПС и РП.
Научная новизна результатов, полученных в данной работе, заключается в следующем:
Выявлено, что в процессах статического и динамического испарений нефти в резервуаре определяющими параметрами интенсивности испарения являются время диффузии и время заполнения резервуара. На основе этого разработан новый критерий К$а, равный отношению характерного времени диффузии к времени заполнения резервуара, с граничными условиями в диапазоне значений 0 < KSA < 104, который характеризует интенсивность испарения нефти в резервуаре.
Установлена новая зависимость параметров массообмена в резервуаре от характеристик режима перекачки, времени диффузии и заполнения резервуара.
3. Разработана физико-математическая модель, связывающая
гидродинамические и тепломассообменные процессы при хранении и
перекачке нефти в объектах НПС и резервуарного парка.
4. Разработана методика прогнозирования потерь нефти в резервуарах
магистрального нефтепровода, учитывающая нестационарность
тепломассообменных процессов при различных режимах перекачки нефти через НПС и РП, на основе которой создан алгоритмический программный комплекс, позволяющий прогнозировать потери нефти в режиме реального времени.
Практическая значимость работы. Результаты проведенных исследований и разработки представляют собой логически законченную методику прогнозирования и сокращения выбросов углеводородов и являются основанием для практической реализации мероприятий по оценке промышленной и экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти организациями «Госкомприроды» и «Гостехнадзор». Методика использована при решении ряда практических задач по оценке промышленной безопасности объектов нефтеперекачивающего предприятия ОАО «Сибнефтепровод».
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и приложений. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 7 рисунков и 8 таблиц. Библиография включает 112 наименований работ отечественных и зарубежных авторов.
Характеристика оборудования резервуарного парка как объекта исследования
Объектом исследования является резервуарный парк нефтеперекачивающей станции нефтепровода и технологическое оборудование, обеспечивающее прием, хранение и отпуск нефти в резервуарах, а также участок линейной части нефтепровода до следующей НПС.
В качестве характерного для Западной Сибири примера рассмотрим НПС-2 ЛПДС «Торгили» нефтепровода «Нижневартовск - Курган -Куйбышев» (приложение 1). НПС расположена в южной части Тюменской области, в 35 км к северо-востоку от города Тюмени. С юго-востока к площадке примыкает жилой поселок; в 1,3 км к северо-востоку проходит автодорога с твердым покрытием и железная дорога. Нефтеперекачивающая станция обеспечивает транспорт нефти по магистральному нефтепроводу. К ее основному оборудованию относятся насосные (основная и подпорная), резервуарный парк, резервуары - отстойники, емкости сбора утечек, площадки пуска приема скребка и др. НПС размещена на ограждаемой площадке, удаленной от крупных населенных пунктов и промышленных предприятий. Территория НПС имеет планировку, исключающую попадание нефти из технологических трубопроводов при возможных авариях на пожароопасные объекты (котельные, электроподстанции и др.). Подземные технологические трубопроводы, водопроводы, сети канализации, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы обозначены указателями. На территории НПС находятся основная и подпорная насосные, резервуарный парк, площадки предохранительных клапанов, площадка фильтров-грязеуловителей, площадка регуляторов давления, камеры приема и пуска скребка, узел учета нефти, задвижки, технологические трубопроводы и прочие вспомогательные сооружения.
Основная насосная служит для повышения давления нефти. Основная насосная оборудована четырьмя насосными агрегатами, предназначенными для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой от -5С до +80С, с кинематической вязкостью не более 3 см.кв./с, с содержанием механических примесей по объёму не более 0,05% и размером не более 0,2 мм.
Насосный агрегат состоит из центробежного горизонтального, одноступенчатого насоса марки НМ-10000 х 210 спирального типа, с рабочим колесом двухстороннего входа, производительностью 12500 куб.м/ч, развиваемым напором 210 м.ст.ж., частотой вращения вала 3000 об/мин и электродвигателя марки СТД-8000 мощностью 8000 кВт и частотой оборотов ротора 3000 об/мин. Соединение концов валов насоса и электродвигателя производится при помощи зубчатой муфты.
Подпорная насосная станция служит для создания необходимого противокавитационного подпора перед основными насосами.
Подпорная насосная выполнена на открытой площадке. На площадке установлены четыре подпорных насоса марки 20 QLCM 12 фирмы "Vorthinston" (Италия), производительностью 5000 куб.м/ч, высотой всасывания 120 м.ст.ж., частотой вращения вала 980 об/мин. Основными компонентами насоса являются двигатель, нагнетательная головка, колонна, корпус насоса и резервуар (бак) всасывания. Двигатель SCHORCH типа KR 7032 H-DH 06 мощностью 2000 кВт, частота вращения ротора - 980 об/мин.
Нагнетательная головка служит для установки в резервуаре и представляет собой прочную структуру из сварной стали, которая поддерживает насос и двигатель на фундаменте. Колонна располагается от нагнетательной головки до корпуса насоса. Корпус насоса полностью погружен в жидкость. Состоит из первой ступени с двойным всасыванием и одной ступени диффузорного типа.
Также на площадке установлен зачистной насос марки 20НА22ХЗ производительностью 600 куб.м/ч, развиваемым напором 65 м.ст.ж., частотой вращения вала 1435 об/мин и приводящим его электродвигателем марки МА37-52/4БП, мощностью 160 кВт и частотой вращения ротора 1435 об/мин. Насосные агрегаты имеют нумерацию в соответствии с технологической схемой. Перепад давления между воздушной камерой уплотнения промежуточного вала и помещением насосного зала поддерживается постоянным - 98,1 Па (10 мм вод ст.).
Площадка предохранительных клапанов предназначена для предохранения технологических трубопроводов от недопустимого повышения давления путем сброса части нефти в специальную емкость (резервуары). Применяются предохранительные клапаны марки СППК-4 с условным диаметром 150 и 200 мм, настроенные на давление 5 атм.
Площадка регуляторов давления предназначена для поддержания давления в допустимых пределах на входе в магистраль. В ее составе применяются вентили с условным диаметром 150 мм, настроенные на давление 15 атм. Регулирование происходит путем частичного открытия или закрытия вентилей.
На входе НПС установлены три фильтра-грязеуловителя, соединённые параллельно, два из которых находятся постоянно в резерве. Они предназначены для предварительной очистки нефти от механических примесей. Состояние фильтров контролируется с помощью манометров, установленных на входе и выходе фильтров. При повышении давления фильтр отключается и очищается.
Методика проведения эксперимента и обработка результатов измерений
Исследуемая товарная нефть, отобранная на узле учета нефтеперекачивающей станции, розлита в металлические емкости (20 литров) на весь объем в охлажденном виде 0-г2 С при той же температуре атмосферного воздуха. Металлическая емкость герметично закрыта крышкой с уплотнительной прокладкой. Нефть хранилась в металлической емкости при температуре 0-г2 С. Выбор температуры хранения и разлива нефти обусловлен незначительным испарением при температуре, близкой к 0 С, так как при повышенной температуре хранения из нефти испаряются растворенные в ней газы в виде предельных углеводородов.
Эксперименты проводятся в статическом и динамическом режимах, которые рассмотрим в отдельности.
При статическом режиме работы установки открывался дыхательный клапан 17 исследуемого резервуара 1, кран 9 трубопровода 11, уплотнительные крышки емкости 2 установки и канистры с нефтью. В горловину 20 емкости 2 вставлялась конусообразная полиэтиленовая воронка. Из канистры по воронке в емкость 2 вливалась нефть объемом 5 литров. Горловина 20 емкости 2 закрывалась герметично крышкой с уплотнительной прокладкой. Открывались дыхательный клапан 18 и кран 14 трубы 13. Из емкости 2 жидкая нефть поступала по трубам 13 и 11 в исследуемый резервуар 1, заполняя его до определенной заданной высоты шкалы измерителя 5 уровня нефти. Затем закрывался кран 14, клапан 17, кран 9, клапан 18. В емкости 2 оставалось примерно около 1 литра нефти. Некоторый перепад избыточного газового давления U-образной трубки 6 сбрасывался путем открывания на 2-3 секунды клапана 18. Через каждую минуту в рабочий журнал записывались показания перепада водяного столба U-образных трубок 3 и 4, температуры нефти и газовой смеси. В начале и в конце эксперимента записывались температура и давление атмосферного воздуха в лаборатории. Если в эксперименте использовалась свежая нефть, то его продолжительность, то есть выход на режим насыщения парогазовой смесью, составляла 30-45 минут. Если в эксперименте использовалась вторичная или третичная нефть, то его продолжительность составляла 15-20 минут.
После окончания эксперимента к штуцеру 19 герметично присоединялся вакуумированный и предварительно взвешенный на прецезионных аналитических весах с точностью до 0,00001 г стеклянный пикнометр с двумя клапанами. Путем открывания одного клапана пикнометра производился отбор пробы газовой смеси из исследуемого резервуара 1. После отбора в течение 5 минут клапан пикнометра закрывался, и он взвешивался на аналитических весах. По привесу пикнометра, соответствующим пересчетам и поправкам определялась масса и плотность газовой смеси в исследуемом резервуаре 1. Затем открывались клапаны 17 и 18, краны 21 и 22, по которым отработанная нефть сливалась в пустую емкость.
Для исследования испарения нефти в динамическом режиме изменялся расход нефти, подаваемой и отводимой из резервуара.
В начале открывался дыхательный клапан 17 исследуемого резервуара 1, кран 9 трубопровода 11, уплотнительные крышки емкости 2 установки и канистры с нефтью. В горловину 20 емкости 2 вставлялась конусообразная полиэтиленовая воронка. Из канистры по воронке в емкость 2 выливалась нефть объемом 5 литров. Горловина 20 емкости 2 закрывалась герметично крышкой с уплотнительной прокладкой. Открывались на определенное время дыхательный клапан 18 и кран 14 трубы 13. Из емкости 2 жидкая нефть поступала по трубам 13 и 11 в исследуемый резервуар 1, заполняя его до определенной заданной высоты шкалы измерителя 5 уровня нефти. Затем закрывался кран 14, клапан 17, клапан 18. Краны 9 и 10 находились в открытом положении. Кран 9 устанавливался на одну из прикрепленных к нему градуированных шкал скорости расхода нефти (м /мин).
Некоторый перепад избыточного давления в U-образных трубках 3 и 4 сбрасывался открыванием на 2-3 секунды клапана 17.
Включался насос 15, который циркулировал нефть по замкнутому направлению: по нефтеподводящей трубе 11 нефть поступала в исследуемый резервуар 1, из которого выходила по нефтеотводящей трубе 12 и дугообразной соединительной трубе вновь поступала в нефтеотводящую трубу 11. И так повторялось периодически.
Через каждую минуту в рабочий журнал записывались перепады водяного столба U-образных трубок 3 и 4, температуры нефти и газовой смеси, температуры и давления атмосферного воздуха, расхода нефти по счетчику 16. Если в эксперименте использовалась свежая нефть, то его продолжительность, выход на режим насыщения газовой смесью резервуара 1, составляла порядка 60 минут. Если в эксперименте используется не свежая нефть, то его продолжительность составляла от 30 до 45 минут.
После окончания эксперимента к штуцеру 19 герметично присоединялся вакуумированный и предварительно взвешенный на прецезионных аналитических весах с точностью до 0,00001 г стеклянный пикнометр с двумя клапанами. Путем открывания одного клапана пикнометра производится отбор пробы газовой смеси из исследуемого резервуара 1. После отбора в течение 5 минут клапан пикнометра закрывался, и он взвешивался на аналитических весах. По привесу пикнометра, соответствующим пересчетам и поправкам определялась масса и плотность газовой смеси в исследуемом резервуаре 1. Затем открывались клапаны 17 и 18, краны 21 и 22, по которым отработанная нефть сливалась в пустую емкость.
Моделирование гидродинамических и тепловых процессов при движении нефти в объектах НПС
В результате анализа распределения резервуаров по типам в резервуарном парке нефтепроводов Западной Сибири установлено, что на нефтеперекачивающих предприятиях эксплуатируется 65% резервуаров марки РВС - резервуар вертикальный стальной, объемом 20000 м , в частности, на ЛПДС «Торгили» установлены и эксплуатируются 11 подобных резервуаров.
Такой тип резервуара был принят в качестве примера при задании характерных размеров и параметров объектов НПС и РП: диаметр резервуара РВС-20000 - 45600 мм, высота стенки 11920 мм, покрытие сферическое (радиус сферы 66920 мм), высота покрытия 4000 мм.
Испарительные и дыхательные процессы в резервуаре описываются зависимостями, приведенными в работах Ф.Ф. Абузовой, С.Г. Едигарова, Н.Н. Константинова, В.Ф. Новоселова и др. [8, 16, 26, 38, 58], а таюке в разделе 2 данной работы.
Среди параметров, определяющих скорость испарения, одним из основных является давление насыщенных паров, которое зависит от температуры и соотношения паровоздушной и жидкостной фаз нефтепродуктов [16, 38]. С увеличением доли легких фракций повышается давление насыщенных паров нефтепродуктов и растут потери от испарения. В связи с возросшими требованиями к чистоте воздушного бассейна и существенными потерями нефти при испарении точность определения потерь от испарения приобретает важное значение. Основными операциями являются прием, хранение и отпуск нефти. При наполнении резервуара изменяется уровень нефти. Так как в резервуаре всегда имеется какой-то остаток нефти, то при наполнении новым продуктом происходит смешивание, вследствие чего изменяется плотность и средняя температура закачиваемой нефти. Из полученных значений уровня, плотности и средней температуры вычисляются объем нефти в резервуаре, свободный объем резервуара, масса нефти. Определение объема и массы в производственных условиях производится объемно-массовым методом по калибровочной таблице резервуара. В калибровочной таблице каждому миллиметру высоты уровня соответствует определенный объем. По вычисленному объему вычисляется масса нефти.
В ходе приема нефти в резервуар повышается уровень нефти и происходит процесс испарения легких фракций нефти с ее поверхности. В результате этого увеличивается давление паров в газовом пространстве резервуара (Ргп)- Для предохранения резервуара от высокого давления служит дыхательный клапан (ДК). Когда давление паров в газовом пространстве становится равным давлению, при котором срабатывает ДК, происходит выброс паров в атмосферу или газоуравнительную систему (ГУС). Этот выброс называется «большим дыханием» и относится к потерям нефти от испарения.
При хранении нефти в резервуаре изменяются следующие параметры: уровень (вследствие испарения, изменения температуры и плотности); температура (вследствие суточных колебаний температуры окружающей среды либо подогрева нефти в холодный период); плотность (вследствие испарения легких фракций); давление в газовом пространстве (при повышении давления в ГП до давления, на которое настроен ДК, происходит «малое дыхание» [насыщение паров нефти в газовом пространстве и последующий выдох их через дыхательный клапан]). При отпуске нефти изменяются следующие параметры: уменьшается уровень нефти (до минимально допустимого значения); температура; плотность (вследствие испарения); давление в газовом пространстве (следует отметить, что выкачивание нефти из резервуара сопровождается всасыванием воздуха. Вследствие испарения продукта увеличивается давление в ГП, при достижении давления в ГП величины, на которую настроен ДК, происходит «обратный выдох»). При перекачке нефти через резервуар возможны режимы, когда массовый расход Mi нефти, закачиваемой в резервуар, равен расходу М2 нефти, отпускаемой из резервуара (режим перекачки через резервуар). При этом может изменяться температура нефти в резервуаре, так как температура закачиваемой нефти может отличаться от температуры нефти в резервуаре.
В резервуарах НПС происходят процессы тепломассопереноса, среди которых - испарение нефти с поверхности в газовое пространство. Интенсивность переноса массы паров, выделяющихся из нефти в резервуаре, существенно отличается от процесса испарения нефти в открытых пространствах, так как парциальное давление фракций в газовом пространстве герметичного резервуара асимптотически стремится по времени к давлениям насыщения. Разность концентрации паров вблизи поверхности и вдали от нее постепенно уменьшается, что приводит к уменьшению скорости массопереноса и установлению в ряде случаев динамического равновесия между жидкостью и парами. Явление осложняется тем, что нефть является многокомпонентной средой с переменным по времени и пространству составом. В жидкой фазе имеются растворенные газовые компоненты, которые выделяются при изменении внешних условий. Многие исследователи справедливо подчеркивают приближенность известных математических моделей испарения и дегазации нефти. Однако для создания современных имитационных моделей все же приходится разрабатывать и уточнять математические модели процессов массопереноса в резервуарах. По существу, происходит процесс накопления информации, а получаемые эмпирические и полуэмпирические (основанные на законах сохранения и законах тепломассопереноса) модели должны дополняться и уточняться по мере накопления новых опытных данных, полученных в модельных и натурных условиях.
Расчет гидродинамических и тепловых параметров нефти в объектах нефтеперекачивающей станции
Для расчета гидродинамических и тепловых параметров в объектах НПС, разобьем весь трубопровод на контрольные объемы. Выбор технологической линии трубопроводов был обусловлен технологическим режимом «через резервуар», резервуар для расчета выбран самый удаленный -РВС-1. Технологическая линия представляет собой трубопровод, проходящий от узла подключения к линейной части нефтепровода на входе, через объекты НПС, работающий резервуар до узла подключения НПС к магистральному нефтепроводу на выходе. Каждому участку присваивается ряд параметров: номер участка, наименование участка, диаметр, длина, коэффициент сопротивления, коэффициент шероховатости, мощность, массовый расход, количество параллельных участков. По разработанной в разделе 3.1 физико-математической модели производится расчет параметров движущейся нефти в контрольных объемах трубопровода до резервуара и трубопровода от резервуара до выхода из НПС. Исходные параметры выбранного трубопровода представлены в табл. 4.1. - 4.3.
Режим «хранения нефти» заключается в отстаивании и хранении стратегического запаса нефти в резервуарном парке нефтепровода. Также он используется при авариях на участке трубопровода до следующей нефтеперекачивающей станции в виде аварийной емкости. Нефть, налитая в резервуар, находится в нем без какого-либо движения определенное количество времени. При этом на резервуар и хранящуюся в нем нефть действуют различные факторы, такие как солнечная радиация, снеговая и ветровая нагрузка, которые вызывают суточные колебания температуры и атмосферного давления. Эти колебания, учитывая физико-химические свойства нефти, приводят к испарению нефти и «малым дыханиям» -удалению избыточного давления из газового пространства резервуара через дыхательный клапан. Любое повышение температуры или атмосферного давления приводит к интенсификации процессов испарения нефти, повышению давления в ГП резервуара и потерям нефти. Как известно, испарительные процессы прекращаются при наступлении фазового равновесия. В резервуаре при наличии дыхательного клапана такое равновесие не наступает. Для анализа технологического режима опишем его возможные состояния, табл. 4.4.
Режим «отпуска нефти» из резервуара заключается в любом его опорожнении, уменьшении объема нефти в резервуаре. Используется режим для слива нефти из резервуаров. Нефть при этом режиме с определенной скоростью, не более, чем пропускная способность дыхательного клапана, через приемо-раздаточный патрубок покидает резервуар. Резервуар опорожняется до необходимой или минимально допустимой величины уровня нефти. При режиме «отпуска нефти» с уменьшением объема нефти в резервуаре уменьшается избыточное давление в ГП, и наступает разряжение, которое влечет за собой прием атмосферного воздуха через дыхательный клапан в резервуар. Дыхательный клапан настроен на максимально допустимую величину разряжения в ГП резервуара. Несмотря на уменьшение объема нефти в резервуаре, она продолжает испаряться, и когда скорость откачки незначительна, имеет место «обратный выдох» - открытие дыхательного клапана и выброс накопившегося избыточного давления в ГП. При сливе нефти из резервуара на имеющуюся в нем нефть действуют различные факторы, такие как солнечная радиация, снеговая и ветровая нагрузка, которые вызывают суточные колебания температуры и атмосферного давления. Эти колебания вносят свой вклад в испарительные процессы и «дыхания». Для анализа технологического режима опишем его возможные состояния, табл. 4.6.
Описание состояния оборудования резервуара при режиме «отпуска нефти» № Состояние задвижек Сост. ДК Название икраткаяхарактеристикарежима Условия по давлению Условияперехода надругой режим Условияпо расходам VH Условия порасходам Угп Z1 Z2 KL G, G2 G„ а 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 3.1 0 1 0 Режим «отпуска нефти» (нефть откачивается из Р по ОТ,испарение в увеличивающем ся разряженном (в вакууме) объеме ГП) ґа х ГП ГКВ если РГ„=РКВ ,ДКоткрывается, переход на режим 3.2 = 0 0 0 = 0 = 0 0
Режим «отпуска нефти» (нефть откачивается из Р по ОТ,испарение вувеличивающемся объеме ГП,через ДК в Рпоступаетатмосферныйвоздух) а гп кв если Ргп Ра,ДК открыт ичерез неговходитвоздух,если Рг„=Ра,ДКзакрывается, переход на режим 3.1 = 0 0 0 = 0 0 0 3.3 0 1 1 Режим «отпуска нефти» -«обратный выдох» (нефть откачивается из Р по ОТ, испарение в увеличивающем ся объеме ГП, через ДК из Р выходит ПВС) Гкд г гп га если Рг„ Ра,ДК открыт ичерез неговыходитПВС,если Ргп=Ра,ДКзакрывается,переход нарежим 3.1 = 0 0 0 0 0 0 По известным состояниям оборудования резервуара создается алгоритм расчета и анализа режима «отпуска нефти» из резервуара. Этот алгоритм имеет следующий вид:
По имеющемуся алгоритму производится расчет и прогнозирование параметров поведения системы во времени и при изменяющихся входных параметрах режима «отпуска нефти» и в зависимости от изменений параметров окружающей среды.
Режим перекачки нефти «через резервуар» Режим перекачки нефти «через резервуар» также принято называть «через емкость». Вся поступающая из нефтепровода нефть поступает по коллекторам налива через приемные патрубки в резервуар, а вся откачиваемая нефть из резервуара по коллекторам слива подается через раздаточные патрубки к подпорной насосной. При этом коллекторы твердо закрепляются по функциям: по одним поток двигается в сторону резервуара, и они были предназначены только для наполнения, а по другим - от резервуара, и они используются для опорожнения. При режиме «через резервуар» поток, проходящий по магистральному нефтепроводу, поступает на промежуточную насосную через резервуары. Это позволяет вести товарный учет по резервуарам. После закачки в резервуар нефть некоторое время отстаивается, а в это время наливается или сливается другой резервуар. Затем рассчитывается количество нефти в резервуаре и после этого при необходимости его опорожняют. При данной схеме имеют место три режима: «прием», «хранение» и «отпуск» нефти. В условиях Западной Сибири, в последнее время, используется режим «через емкость», при котором подача и отбор нефти из резервуара одинаковы. Такой режим используется для удаления, скопившейся в резервуаре, подтоварной воды. При режиме «через емкость» на имеющуюся в резервуаре нефть действуют различные факторы, такие как солнечная радиация, снеговая и ветровая нагрузка, которые вызывают суточные колебания температуры и атмосферного давления. При таком режиме имеют место потери нефти от больших и малых «дыханий», а также от насыщения ГП. Таким образом, имеем два типа режима «через резервуар»: с кратковременным отстаиванием нефти в резервуаре; перекачка нефти через резервуар при равных объемах приема и отпуска
Похожие диссертации на Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов
