Памятка по борьбе с потерями нефти и нефтепродуктов, страница 5. Потеря нефти в резервуарах


Предотвращение потерь нефти при хранении ее в резервуарах

Основные потери нефти, связанные с испарением легких фрак­ций, обусловливаются, как говорилось выше, малыми и больши­ми "дыханиями" резервуаров.

Малые "дыхания" в резервуарах обусловлены из­менениями суточной температуры и барометрического давления наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара и верхнего слоя нефти количество паров и их упругость в герметически закрытом резервуаре увеличиваются, и если давление превысит расчетное, то часть паров через предохранительный или дыха­тельный клапан выйдет из резервуара в атмосферу. В ночное время, когда температура воздуха понижается, часть паров нефти в резервуаре сконденсируется, давление упадет, и в газовое про­странство резервуара, при достижении вакуума сверх расчетного, будет входить наружный воздух.

Процесс впуска воздуха и выпуска смеси паров и воздуха при опорожнении и наполнении резервуара нефтью принято называть большими "дыханиями".

Естественно, что потери легких фракций нефти при больших "дыханиях" составляют значительно большую величину, чем при малых "дыханиях" резервуаров.

Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах условно можно разбивать на три группы: 1) мето­ды, предупреждающие испарение нефти; 2) методы, уменьшающие испарение; 3) методы, основанные на сборе продуктов испарения нефти.

Потери нефти при хранении их в негерметизированных резер­вуарах в большой степени зависят от испаряемости нефти, т. е. от способности их при данных температуре и давлении переходить в газообразное состояние. Чем больше в нефти легких фракций, тем выше ее испаряемость и тем, следовательно, значительнее потери легких фракций при всех прочих равных условиях. Чтобы существенно снизить потери нефти от испарения, необходимо под­держать в резервуаре давление, превышающее давление насыщен­ных паров нефти.

Однако этим методом снижения потерь нефти в большинстве случаев нельзя пользоваться, так как резервуары большого объе­ма не рассчитаны на избыточное давление выше 1962 МПа (200 кгс/м2).

Как средство по сокращению потерь предлагаются различные организационно-технические мероприятия: окраска резервуаров, орошение крыш резервуаров водой, сооружение защитных экранов и теплоизоляции и др., позволяющие уменьшить колебания температуры газового пространства резервуаров, используются различные конструкции дыхательных клапанов, дисков-отражателей, внутренних эластичных оболочек, монтируются плавающие крыши. Однако, при использовании понтонов и плавающих крыш повышается металлоемкость, возможно их потопление и перекосы, требуются большие затраты при ремонте, повышается взрыво- и пожароопасность при проведении ремонтных работ. В районах с большим количеством осадков и сильными ветрами они неработоспособны.

Представляют интерес разработки, в которых предлагается покрывать поверхность нефтепродукта специальными веществами.

В России и за рубежом используются резервуары, работающие под повышенным давлением, но они не исключают потери низкокипящих фракций и не нашли широкого применения из-за больших капитальных вложений.

Использование понтонов, плавающих крыш и других приспособлений не решает проблемы полной герметизации резервуаров, а является только мерой по предотвращению потерь части низкокипящих углеводородов.

Наиболее эффективной из всех предложенных технологий являются системы улавливания легких фракций (УЛФ). Одной из простейших схем УЛФ являются газоуравнительные системы (ГУС) различных видов (замкнутая газовая обвязка, обвязка с подачей различных газов под крышу резервуара и др.). Газовые пространства резервуаров через систему газопроводов соединяются между собой. Работа резервуаров с такой обвязкой эффективна тогда, когда газы из заполняемых резервуаров пере­текают в опоражнивающиеся, и потери от больших "дыханий" сводятся к нулю. Однако в связи с возможными трудностями осу­ществления синхронной работы системы резервуаров к ним обычно подключают резервуары-компенсаторы и резервуары с подъемны­ми крышками (рис. 6.3.1). Из резервуаров 1, работающих несинхронно, излишний газ поступает по наклонному газопроводу 2 (во избежание образования гидравлических пробок) сначала в конденсатосборник 3, а затем в резервуар-компенсатор 4 с подъ­емной крышей. В этот резервуар поступает избыток газов из га­зовых пространств (ГП) резервуаров 1, когда подача нефти в них превышает отпуск, и, наоборот, из резервуара-компенсатора газ поступает в резервуары 1, когда отпуск нефти преобладает над поступлением. Для контроля за работой обвязанных газопроводами резервуаров устанавливают самопишущие манометры.

ГУС является эффективной при синхронной работе резервуаров – при заполнении одних резервуаров из других производится откачка нефти. Практически невозможно создать условия для синхронной работы резервуаров, поэтому добавляются еще резервуары-компенсаторы или газгольдеры. В то же время отмечено, что при наливе нефтепродукта его пары не могут быть полностью сохранены с помощью ГУС, т.к. объем вытесняемого газа в несколько раз больше объема закачиваемого нефтепродукта. Для промысловых условий, ввиду больших объемов газа, применение ГУС и других разработок по снижению потерь легких фракций из резервуаров оказалось малоэффективным.

Рис. 6.3.1. Схема газоуловительной си­стемы с газосборником

1 – резервуары; 2 – наклонный газопро­вод; 3 – конденсатосборник;

4 – резервуар-компенсатор; 5 – огневой предохранитель; 6 – дыхательный клапан

Как за рубежом, так и в России предложен ряд схем УЛФ с отбором газа из резервуаров с помощью компрессоров, газодувок, эжекторов. В России институтом «ТатНИПИнефть» и на Украине Ивано-Франковским институтом нефти и газа разработано несколько схем УЛФ для различных систем подготовки углеводородного сырья. При реализации данных схем требуется достаточно высокий уровень автоматизации, экономически они целесообразны не во всех товарных парках, особенно при использовании эжекторов для улавливания легких фракций.

Нa отдельных резервуарах, сырьевых и товарных парках отдаленных месторождений Западной Сибири и Крайнего севера необходимы простые по технологичности и автоматизации системы для улавливания газа из газового пространства резервуаров. Особенно важно решение этого вопроса при отсутствии потребителей газа, улавливаемого с верха резервуара.

Для этих случаев разработана технология, когда охлаждение смеси осуществляется непосредственно на крыше резервуара и конденсат самотеком стекает в резервуар. Однако, для осуществления этого процесса необходимо дополнительное холодильное оборудование и эффективность извлечения бензиновых фракций низка.

Большое количество разработок по системе УЛФ посвящено технологиям, основанным на процессах конденсации, адсорбции и абсорбции.

Известно, что эти процессы являются наиболее эффективными процессами разделения. Традиционные методы УЛФ путем конденсации предусматривают охлаждение паровой фазы до низких температур (до минус 10 – минус 70 0С) и это обеспечивает конденсацию бензиновых фракций. Однако, из-за больших энергетических и капитальных затрат, связанных с необходимостью монтажа холодильных установок, они не нашли широкого применения. Большой эффективностью отличаются технологии УЛФ, основанные на адсорбционных методах разделения. Но сложность этих систем УЛФ связана с высокой стоимостью адсорбентов, необходимостью десорбции адсорбированных низкокипящих углеводородов.

Из всех систем УЛФ наиболее эффективной по степени извлечения целевых фракций являются схемы, основанные на процессе абсорбции. Схемы УЛФ с абсорбцией могут успешно работать как автономно, так и в комплексе с элементами более сложных установок УЛФ.

Разработана модификация технологии УЛФ, основанная на абсорбции углеводородных компонентов из газа газового пространства резервуаров нефтью, либо другой углеводородной фракцией. Согласно этой технологии, абсорбционное извлечение углеводородных компонентов осуществляется в трубопроводе отвода газа из резервуаров. Часть товарной нефти в противотоке или прямотоке смешивается в трубопроводе с газом, насыщается бензиновыми и более низкокипящими компонентами газа и стекает в резервуар или в поток товарной нефти. Для снятия тепла абсорбции смесь нефти и газа перед разделением охлаждается в конденсаторе-холодильнике. Допускается также подача на абсорбцию предварительно охлажденной нефти или углеводородной фракции.

pdnr.ru

Памятка по борьбе с потерями нефти и нефтепродуктов, страница 5

46.  Величина потерь нефтепродуктов от «больших дыханий» барж и танкеров прибли­зительно равна потерям при заполнении типо­вых резервуаров. Можно считать, что при на­ливе бензина в судно в атмосферу   теряется в среднем около 0,5 кг бензина в кубометре па­ровоздушной смеси, выходящей из судна.

47.  Величину потерь бензина от испарения при наливе одной большегрузной цистерны можно принять в среднем 15-—20 кг.

48.  Через неплотности, пропускающие   в секунду одну каплю, теряется в сутки до 3,5 кг бензина (см. рис. 11).

49.  Потери бензина через неплотности свар­ных швов очень трудно обнаружить и тем бо­лее замерить. Выступив, бензин немедленно испаряется. Лишь с течением времени в том месте стенки резервуара, где происходит «по­тение», можно заметить пятно или подтеки, края которых   окружены  грязновато-черной каймой пыли и краски, растворенных бензи­ном. Сквозь один метр потеющего сварного шва теряется до шестидесяти литров бензина в месяц.

Рис. 11. Потеря одной капли в секунду в течение суток составит 3,5 кг товарного бензина.

50. К потерям следует отнести остатки неф­тепродуктов в железнодорожных цистернах после их выгрузки. Остаток нефтепродукта в 1 см в большегрузной цистерне составляет 10…12 кг. После выгрузки остаток частично испаряется или удаляется при зачистке на промывочно-пропарочных пунктах.

VI ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ОБОРУДОВАНИЮ, И НАДЗОР ЗА НИМ

А. Резервуары

51.  Так как основным местом потерь   нефти и нефтепродуктов на нефтебазе являются   ре­зервуары, то со стороны обслуживающего пер­сонала главное внимание должно быть уделе­но состоянию резервуаров, в первую    очередь герметизации их.

52.  Все бензиновые, нефтяные, керосиновые резервуары должны окрашиваться в    светлые тона. Окраска в темные цвета: серый, красный и т. д. не допускается.

53.   Главное внимание должно обращаться на герметизацию резервуаров, так   как   нали­чие даже небольших   открытых   отверстий в крыше увеличивает потери в несколько раз. Имеющиеся щели или открытые отверстия на крыше резервуара должны по   размерам   по­терь рассматриваться   так же, как   открытый кран в резервуаре с продуктом (см. рис. 12).

54.  При эксплуатации резервуара обслужи­вающий персонал должен ежедневно   следить за герметичностью резервуаров,    В герметич­ном резервуаре в газовом пространстве    весь день бывает давление, а ночью и вечером   ва­куум. Отсутствие давления или вакуума нор­мально бывает только очень непродолжитель­ное время, обычно рано утром    и  перед   вече­ром. Отсутствие   избыточного    давления   или вакуума служит указанием на негерметичность резервуара.

Герметичность резервуара можно проверить жидкостным манометром, который соединяется с газовым пространством резервуара при по­мощи резиновой трубки и крышки, устанав­ливаемой на замерный люк (см. рис. 13).

Рис. 12. Оставить открытым отверстие на крыше

резервуара    с  бензином  все  равно,    что открыть

кран.

Рис.   13. Герметичность    резервуара    можно проверить жидкостным манометром.

I   —  в   герметичном     резервуаре  обычно    весь  день    наблюдается   избыточное давление; 2 — ночью или вечером  в  герметичном резервуаре наблюдается вакуум;    3 — отсутствие избыточного давления или вакуума слу­жит указанием на  плохую герметичность резервуара.

55.  Эксплуатация резервуаров должна осу­ществляться в соответствии с  «Правилами технической эксплуатации  резервуаров». Осо­бое внимание должно быть обращено на гер­метичность   установленного оборудования и арматуры резервуара. Неисправно содержа­щиеся дыхательные      и предохранительные клапаны, световые и замерные люки, пенокамеры являются источником  крупных потерь.

56.  Дыхательный  клапан  — ответственный элемент оборудования резервуара. Он  устанавливается для того, чтобы    предохранить герметически закрытый    резервуар от   разру­шения в случае   повышения или понижения давления сверх допустимого (см. рис.  14).

vunivere.ru

Потери нефти и нефтепродуктов при эксплуатации резервуарных парков

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 17Следующая ⇒

Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%).

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.

Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.

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.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. К аварийным потерям относят также потери, вызванные природными: стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл. 4.13). Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно).

Сокращение нормативных и сверхнормативных потерь нефти все еще остается одной из «вечных» проблем в области транспорта и хранения. За последние годы проделана значительная работа в этом направлении, но величина потерь все еще велика. Специалисты отмечают, что она может составлять 1,5% от добываемой нефти. Эта цифра не вызывает особого удивления на современном уровне развитии технологии транспорта, хотя тридцать лет назад она также не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения. Ориентировочно можно считать, что до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более чем 20 перевалкам, при этом 75% потерь происходит от испарения и только 25% от аварий и утечек.

Таблица 4.13

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

В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях.

Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.

Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,4¸0,6% и достигают 120 тыс. т. год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенери-ровать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резер-вуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.

Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн.

В результате измерений было установлено, что газовый фактор нефти после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5¸3 раза по сравнению со значением, которое имела нефть на входе в резервуары. Интересно отметить наличие легких углеводородов в составе нефтяного газа табл. 4.14.

Особое значение аналогичные исследования могут иметь для совершенствования аварийно-восстановительных работ с точки зрения взрывопожаробезопасности их проведения, уменьшения потенциального стока нефти при нарушении герметичности нефтепровода.

Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. По данным СибНИИНП в 1м3 товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м3 растворенного и окклюдированного газа. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.

Таблица 4.14

Состав нефтяного газа

Углеводороды Объемная доля по массе, %
СН4. 19,28
С2Н6 8,26
С3Н8 32,37
i-С4Н10 10,00
n-С4Н10 18,70
i-С5Н12 5,25
n-С5Н12 6,14

Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками, табл. 4.15. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на ре-зервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3¸4 года, а алюминиевой – 1,5¸2 г.

Таблица 4.15

Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности

Вид краски Потери из резер-вуара в долях единицы Сокращение потерь от вида окраски, %
1. Черная или красная (новый неокрашенный резервуар) 1,00
2. Белая краска (МЛ – 12, ПХБ - 1) 0,46
3. Алюминиевая старая обветренная после 2¸3 лет эксплуатации 0,82
4. Алюминиевая после 0,5¸1 года эксплуатации 0,63
5. Алюминиевая свежая с эксплуатацией до 0,5 года 0,56

Диски – отражатели

Диски-отражатели могут применяться в металлических наземных и за-глубленных резервуарах. Механизм сокращения потерь состоит в том, что диск-отражатель, подвешенный под монтажным патрубком дыхательного кла-пана, не дает струе входящего в резервуар воздуха свободно распространяться вглубь газового пространства, изменяет ее направление с вертикального на по-чти горизонтальное. Поэтому перемешивание паровоздушной смеси в основ-ном происходит в слоях, примыкающих к кровле резервуара. Наиболее насы-щенные слои газового пространства, расположенные у поверхности продукта, почти не участвуют в процессе конвективного перемешивания. Таким образом, диск-отражатель уменьшает концентрацию паров и потери от испарения.

По данным исследований ВНИИСПТнефть и УНИ среднегодовая эффективность дисков-отражателей для сокращения потерь составляет до 25% от потерь при «больших дыханиях» резервуаров.

©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.

arhivinfo.ru

Потери - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Потери - нефтепродукт

Cтраница 1

Потери нефтепродуктов от утечек при сливно-наливных операциях могут быть сведены до минимума, если строго соблюдается технология указанных операций, а трубопроводное и насосное хозяйство содержится в исправном состоянии. Вместе с тем при грузовых операциях возможны случайные разливы и аварии, в результате которых нефтепродукты растекаются по поверхности воды. Для предотвращения распространения разлитых нефтепродуктов в портах погрузки и разгрузки должны оборудоваться плавучие ограждения, закрывающиеся во время сливно-наливных операций. Сбор пролитых нефтепродуктов с поверхности акватории может производиться плавсна-рядами ( судами), всасывающими верхний слой воды, или с помощью специальных устройств.  [1]

Потери нефтепродуктов в товарном хозяйстве нефтеперерабатывающих заводов подразделяют на возвратные и невозвратные.  [2]

Потери нефтепродуктов от испарения являются самыми большими потерями в товарном хозяйстве НПЗ.  [3]

Потери нефтепродуктов значительно сокращаются при использовании газоуравнительных и газосборных схем. Эти схемы предусматривают подключение к резервуарному парку специальных резервуаров с переменным объемом, в которые поступают пары из ходовых резервуаров во время больших дыханий этих резервуаров. На газоуравнительных трубопроводах устанавливают дыхательную арматуру, общую для всей группы резервуаров.  [4]

Потери нефтепродуктов списываются в пределах установленных норм, если фактические потери превышают норму, и в размере фактических потерь, если эти потери не превышают нормы.  [5]

Потери нефтепродуктов в виде газов происходят вследствие потерь в атмосферу паров, образующихся над поверхностью жидких нефтепродуктов в резервуарах.  [6]

Потери нефтепродуктов на нефтебазах приводят к большому материальному и экологическому ущербу.  [7]

Потери нефтепродуктов от малых и больших дыханий весьма существенны, поэтому необходимо бороться с этими потерями. Наиболее эффективными способами борьбы являются: создание газоуравнительной обвязки нескольких резервуаров; абсорбционная система дыхания резервуаров; сооружение резервуаров с дышащей, или плавающей, крышей; сооружение резервуаров каплевидной или шаровой формы.  [8]

Потери нефтепродуктов от малых и больших дыханий весьма существенны, поэтому необходимо принимать меры для их сокращения.  [10]

Потери нефтепродуктов в результате дыхания емкостей велика и составляют для больших резервуаров десятки тонн.  [11]

Потери нефтепродуктов от коррозии днищ, находящихся под гидростатическим давлением, могут быть весьма значительными.  [12]

Потери нефтепродуктов и; нефтей на нефтебазах наносят колоссальный-вред всему народному хозяйству Советского Союза, поэтому борьба с потерями является чрезвычайно важной и актуальной задачей. Для борьбы с потерями прежде всего необходимо знать причины, вызывающие потери нефтепродуктов, и выявить участки, где они наиболее значительны.  [13]

Потери нефтепродуктов и нефтей на нефтебазах происходят от: 1) утечек, 2) испарения и 3) смешения различных сортов нефтепродуктов и нефтей.  [14]

Потери нефтепродуктов от смешения происходят, когда вследствие небрежной и несовершенной эксплуатации нефтепродукты различных сортов, и марок смешиваются друг с другом, загрязняются механическими примесями и обводняются. При смешении нескольких нефтепродуктов более денные из-них теряют свои кондиционные качества и переводятся в худший сорт. При этом нефтебаза несет убыток, равный разности стоимостей нефтепродуктов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru