Анализ производственной деятельности ООО "Томскнефтепереработка"

отчет по практике

4. Индивидуальное задание

Потери нефти и нефтепродуктов в резервуарном парке.

Методы определения потерь нефти

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды:

1. количественные потери;

2. качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, - потери от испарения;

3. качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, - потери при недопустимом смешении.

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.

Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по группам (табл.1) [4].

Таблица 1.

Потери нефтепродуктов и нефти

Источники потерь

Потери, %

В резервуарах

в том числе:

от "больших дыханий"

от выдуваний

от газового сифона

при зачистке

в насосных станциях

с канализационными стоками

В линейной части

в том числе:

от утечек

от аварий

при наливе железнодорожных цистерн

64,8

54,0

4,6

0,9

5,3

2,3

7,5

23,5

22,3

1,2

1,84

Методы определения потерь нефти в резервуарах

Метод определения потерь нефти от испарения измерением объема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара [9].

Потери углеводородов рассчитываются по формуле:

G=V•C•r, (1)

Где:

G-потери углеводородов, кг;

V-объём паровоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведённый к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К; м3, С - концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси; доли единицы

r - средняя плотность вытесняемых из резервуара углеводородных паров, приведённых к давлению 0,101 мПа и температуре 273 К; кг/ м3

Ш Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряется ротационными газовыми счетчиками типа РГ, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности; нормальными диафрагмами, смонтированными на резервуарах в соответствии с РД 50-213-80; анемометрами (п.4). В холодное время года применять счетчики не рекомендуется, так как на роторах оседает иней, затрудняющий вращение последних.

Ш Концентрация углеводородов определяется не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах КГА1-1 (ОСТ 25.1256) или хроматографах. Во избежание искажения результатов анализов вследствие конденсации углеводородов температура подаваемых на анализ проб должна быть не ниже, чем температура паров, выходящих из резервуара. [3] При отсутствии данных хроматографических анализов плотность паров можно рассчитать по формуле:

, (2)

Где: Мп=0,0043 (212+tнк) 1,7-средняя молярная масса углеводородных паров нефти в паровоздушной смеси, кг/моль; tнк-температура начала разгонки нефти, С;

Ш В начале и конце заполнения резервуара нефтью фиксируются показания счетчика (или расходомера, анемометра), уровнемера, атмосферное давление, температура паровоздушной смеси, температура воздуха, отбираются пробы паровоздушной смеси (ПВС) на хроматографический анализ.

Фиксируются давление и температура в сепараторах КСУ, если нефть из этих установок поступает в резервуар.

Ш В промежуточные моменты времени ежечасно измеряется температура ПВС и отбираются пробы ПВС для определения концентрации углеводородов на газоанализаторе КГА1-1 (ОСТ 25.1256).

Ш Отбирается до резервуара одна проба нефти за период наблюдения в любое время для последующего определения фракционного и углеводородного состава, плотности, давления насыщенных паров, газового фактора (при температуре в резервуаре и давлении 1,05 атм).

Ш При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.

Рисунок 1. Схема установки счетчика типа РГ на резервуаре:

1 - резервуар; 2 - счетчик типа РГ; 3-манометр; 4 - труба жестяная; 5-патрубок входной; 6 - постамент; 7 - карман термометрический; 8 - штуцер для отбора проб паровоздушной смеси; 9 - пробоотборник; 10 - люк световой; 11 - измеритель уровня; 12 - арматура дыхательная

Метод определения потерь нефти от испарения по изменению углеводородного состава [9].

Величина потерь нефти испарения определяется по формуле:

(3)

Где: S - величина потерь нефти, массовые доли;

-концентрация "остатка", т.е. того, что остаётся в обезвоженной пробе нефти, отобранной до резервуара, после испарения из неё углеводородов, массовые доли;

- концентрация "остатка" в пробе нефти, отобранной после резервуара, доли массовые.

Концентрации определяются по формуле:

(4)

(5)

Где:

-суммарные концентрации углеводородов в пробах нефтей, отобранных до и после резервуара.

Концентрации индивидуальных углеводородов в исходной нефти рассчитывают по формуле:

(6)

, (7)

Где: -массовая концентрация i-го углеводорода в разгазированной нефти, массовые доли; ri,Yi-плотность и концентрация i-го углеводорода в газе, выделившемся из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С; кг/м3 и доли мольные; -плотность газа при давлении 0,101 МПа и температуре 20 С, кг/м3; Г-остаточный газовый фактор, м3/кг; Vг-объем газа, выделившегося из нефти при давлении 0,101 МПа и температуре 20° С, м3; Gрн-масса пробы исследуемой разгазированной нефти, кг.

Суммарное содержание легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, вычисляются по формулам:

(8)

, (9)

В метеорологии ошибки измерений (прямых и косвенных) принято оценивать среднеквадратичным отклонением, выраженным в абсолютной или относительной форме. По ГОСТ 8.381 среднеквадратичное отклонение результата косвенных измерений величины, являющейся функцией х =F (Y1,Y2,.,Yт), вычисляют по формуле:

S= (10)

(11)

Где:

S1,S2,.,Sm-среднеквадратичные отклонения результатов измерений величин Y1,Y2,.,Yт.;

дС и дС" - среднеквадратичные относительные ошибки в определении концентрации "остатков" в пробах нефти, отобранных до и после резервуара.

Среднеквадратичная относительная ошибка в определении потерь выражается формулой:

(12)

Метод применим, если разница в концентрациях остатков в пробах нефти, отобранных до и после источника потерь, больше допустимых расхождений между параллельными определениями концентрации на хроматографе по ГОСТ 13379, ГОСТ 14920.

Пример расчета технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава [9].

Задача: Определить величину технологических потерь нефти по изменению ее углеводородного состава до и после резервуара, если давление в сепараторах КСУ не превышает 0,105 МПа, газовый фактор до источника потерь составляет 3 Ч 10-3м3/кг, после источника потерь равен нулю, плотность нефтяного газа с0=1,467 кг/м3. Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара представлены в табл.2.

Таблица 2

Углеводородные составы проб нефти до и после резервуара

Компоненты

Содержание компонентов

до резервуара

после резервуара

в нефтяном газе, мольные доли

в дегазированной нефти, массовые доли

в нефти, массовые доли

Метан (СН4)

0,4090

-

-

Этан (С2Н6)

0,0855

0,0020

0,0015

Пропан (С3Н8)

0,3054

0,0102

0,0083

Изо-бутан ( i С4Н10)

0,0493

0,0155

0,0082

Н-бутан ( n С4Н10)

0,0935

0,0223

0,0131

Изо-пентан ( i С5Н12)

0,0236

0,0152

0,0108

Н-пентан ( n С5Н12)

0,0186

0,0165

0,0121

Гексан (С6Н14)

0,0151

0,0163

0,0159

Определяем суммарные концентрации легких углеводородов в пробах дегазированной нефти до и после резервуара.

= 0,0020 + 0,0102 + 0,0155 + 0,0223 + 0,0152 + 0,0165 + 0,0163 = 0,0980 масс. доли.

= 0,0015 + 0,0083 + 0,0082 + 0,0131 + 0,0108 + 0,0121 + 0,0159 = 0,0699 масс. доли.

рассчитаем концентрации легких углеводородов в пробах нефти, отобранных до и после резервуара:

=0,0699 масс. доли.

По формулам (12) рассчитаем концентрации "остатков":

С= 1-0,1020 = 0,8980 масс. доли,

С"= 1 - 0,0699 = 0,9301 масс. доли.

Разность концентраций остатков 0,0321 масс. доли больше сходимости между параллельными определениями 0,0100 по ГОСТ 13379, метод можно применять для расчета потерь.

Технологические потери нефти рассчитаем по формуле (21):

Относительную среднеквадратичную ошибку в определении потерь рассчитаем по формуле (20):

Где: 0,005 масс. доли - абсолютная ошибка в определении концентрации остатка Спо ГОСТ 13379 [9];

0,004 масс. доли - абсолютная ошибка в определении концентрации остатка С"по ГОСТ 13379 [9];

Делись добром ;)