Тема работы Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров УДК

метки: Резервуар, Оборудование, Нефтепродукт, Хранение, Нефтяной, Цистерна, Потеря, Нефть

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление подготовки (специальность) «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Кафедра Транспорта и хранения нефти и газа ДИПЛОМНАЯ РАБОТА Тема работы Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров УДК Студент Группа ФИО Подпись Дата З-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич Руководитель Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Зав. кафедрой Рудаченко А.В. к.т.н. доцент КОНСУЛЬТАНТЫ: По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Доцент кафедры Вазим А.А. к.э.н По разделу «Социальная ответственность» Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Доцент кафедры Гуляев М.В. доцент Зав. кафедрой ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ: ФИО Ученая степень, звание Подпись ТХНГ Рудаченко А.В. к.т.н. доцент Дата Дата Дата Дата Томск 2016 г.

2 PAPER Final qualification work of 102 pages, 16 fig., 10 tab., 18 sources, 3 enc. Keywords: TANK, RELIABILITY, ACCOUNT, MAIN OIL PIPELINE. Object of research are the RVS, RVSPA tanks used on the main oil pipeline. The work purpose the analysis of modern technologies and means for carrying out commodity and commercial operations with use of tanks of various type. In the course of research comparisons of losses of oil when transporting with use of RVS and RVSPA tanks were carried out. As a result of research are revealed big losses at commodity and commercial operations about use of tanks with stationary to a roof like RVS in comparison with tanks with a pontoon like RVSPA. Main constructive, technical and technical and operational characteristics: it is described that it is the most expedient to use RVSPA tanks at commodity-transport operations. Scope Main oil pipelines. Economic efficiency importance of work economic analysis of use of RVS and RVSPA tanks. Reduction of losses at use of the RVSP tank.

3 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Специальность: «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Кафедра: Транспорта и хранения нефти и газа УТВЕРЖДАЮ: Зав. кафедрой Рудаченко А.В. (Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) В форме: ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы Дипломной работы Студенту: Группа ФИО 3-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич Тема работы: «Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров» Утверждена приказом директора (дата, номер) от г. 2615/c Срок сдачи студентом выполненной работы: г. ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ: Исходные данные к работе Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов — система взаимодействия между грузоотправителем и грузополучателем. характеристика объекта НПС 10 характеристика резервуаров РВС и РВСПА. товарно-коммерческий учѐт нефти ; определение технико экономических показателей резервуаров; сравнение потерь резервуаров типа РВС и тип РВСПА. Перечень графического материала Технологическая схема СИКН 566 Технологическая схема СИКН ПСП Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику г.

Дипломная работа по разработке нефти

... проектных решений. Целью работы является анализ фактических данных работы оборудования Цеха подготовки и перекачки нефти Ванкорского месторождения, выявление "узких" мест технологической схемы и разработка мотивированных предложений по оптимизации производственного ...

4 Задание выдал руководитель: Должность ФИО Ученая степень, звание Зав.каф. Рудаченко А.В. к.т.н. доцент. Подпись Дата Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата 3-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич

5 ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕ- РЕЖЕНИЕ» Студенту: Группа З-2Т01 ФИО Адушкин Антон Валерьевич Институт ИПР Кафедра ТХНГ Уровень образования специалист Направление/специальность «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»: 1. Стоимость ресурсов исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финан- стальных резервуаров с одинаковым но- — экономическая эффективность выбора совых, человеческих минальным объѐмом по разным техникоэкономическим показателям Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке: 1. Оценка коммерческого потенциала инженерных решений (ИР) эффективности, оценка экономического — сравнительный анализ экономической потенциала принятых технических решений 2. Обоснование необходимых инвестиций для — обоснование экономической выгоды за разработки и внедрения ИР счет внедрения проекта 3. Оценка ресурсной, финансовой, социальной, бюджетной эффективности ИР и потенциальных рисков — Расчет экономической эффективности 4. Оценка ресурсосбережения — Расчет ресурсосбережения. Дата выдачи задания для раздела по линейному графику Задание выдал консультант: Должность ФИО Ученая степень, звание Доцент Вазим А.А. к.э.н., доцент Подпись Дата Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата З-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич

6 ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ» Студенту: Группа З-2Т01 ФИО Адушкин Антон Валерьевич Институт Природных ресурсов Кафедра Транспорта и хранения нефти и газа Уровень образования Специалист Направление/ специальность «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Исходные данные к разделу «Социальная ответственность»: 1. Характеристика объекта исследования (вещество, материал, прибор, алгоритм, методика, помощью резервуаров. Проведение товарно-коммерческих операций нефти с рабочая зона) и области его применения Климат континентальный. Объект предназначен для транспортировки товарной нефти к потребителю. Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке: 1. Производственная безопасность Вредные факторы 1.1. Анализ выявленных вредных факторов при 1.Климатические условия. разработке и эксплуатации проектируемого решения в следующей последовательности: 3.Токсичность нефтегазовой среды. 2.Работа на высоте. 4.Загазованность воздуха в рабочей зоне. 5. Химическая агрессивность отдельных фракций и компонентов нефтегазовой среды 1.2. Анализ выявленных опасных факторов при разработке и эксплуатации проектируемого решения в следующей последовательности: 1.Движущиеся машины и механизмы.

Тема работы Анализ влияния технологических параметров на процессы ...

... нефти. Объект исследования: технология подготовки нефти Вынгапуровского месторождения и влияние деэмульгаторов на качество подготовки нефти. Цель работы: определение ... 30 нефтяных месторождений, ... Дата звание ... ЗАДАНИЕ: Исходные данные к работе (наименование объекта исследования или Технология подготовки нефти ... типа вода в нефти выше, чем чистой нефти. При повышении содержания воды в нефти ...

2. Поражение электрическим током. 3. Взрывоопасность и пожароопасность. 2. Экологическая безопасность: Способность нефтегазовой среды проникать в закрытые полости и пространства, зданий и сооружений. Скапливаться в различных углублениях и распространятся на большие расстояния и площади по воздуху, земле и водной поверхности. 3. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Значительные потенциально опасные разрушительные способности технологического оборудования при их поломках, повреждениях или авариях. 4. Правовые и организационные вопросы Инструктирование и обучение. обеспечения безопасности: Дата выдачи задания для раздела по линейному графику Задание выдал консультант: Должность ФИО Ученая степень, звание Доцент Гуляев М. В. доцент Подпись Дата Задание принял к исполнению студент: Группа ФИО Подпись Дата З-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич

7 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 10 ТЕРМИНЫ И СОКРАЩЕНИЯ ТОВАРНО-КОММЕРЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ Описание схемы сдачи нефти по основной и резервной схеме учета. Характеристика ПСП ОАО «ВЕРХНЕЧОНСКНЕФТЕГАЗ ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ СИСТЕМ УЧЕТА ТОВАРНОЙ НЕФТИ СИКН 566, назначение и состав Основные средства измерений и технологическое оборудование Блок фильтров Блок измерительных линий Блок измерения параметров качества нефти Блок ТПУ Система обработки информации Порядок взаимодействия с испытательной лабораторией Описание технологической схемы и технологического режима перекачки нефти через СИКН Случаи, при которых оператор ПСП должен отключить рабочую измерительную линию и включить резервную Способ, периодичность отбора проб нефти, место, виды и периодичность проведения испытаний проб нефти Перечень контролируемых параметров, порядок и периодич ность их контроля Перечень ситуаций, при которых СИКН должна быть отключена осуществлѐн переход на резервную схему учета нефти Прекращение учетных операций 27 Оглавление 7

8 3. ПРОВЕДЕНИЕ ТОВАРНО — КОММЕРЧЕСКИХ ОПЕРАЦИ ПО РЕ- ЗЕРВНОЙ СХЕМЕ УЧЕТА НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РЕЗЕР- ВУАРОВ ТИПА РВСПА-50000м 3 и РВС-20000м Характеристика объекта НПС-10, ООО «Транснефть-Восток» Оборудование, эксплуатация, техническое обслуживание резервуара РВСПА м 3 с купольной крышей из алюминиевых сплавов Технические характеристики резервуара Конструкции и оборудование резервуара Понтон назначение и принцип работы Устройство понтона Устройство поплавка Основные технические данные понтона «КонТЭК» Уплотняющий затвор Направляющая Огневой предохранитель Кольцевая лестница Ветровое кольцо и площадки обслуживания оборудования Устройство для размыва донных отложений Приемо-раздаточное устройство Кран сифонный КС Коренные задвижки резервуара СКНР Система пожаротушения Планирование работ по ТО и ремонту оборудования резервуаров РВСПА м Оборудование, эксплуатация, техническое обслуживание резервуара РВС м Перечень оборудования Приемо-раздаточные устройства 48 Оглавление 8

Работы: Предложение технических решений для очистки нефти Байтуганского ...

... пластового давления используются подземные воды из верхнепермских отложений. Водозаборные скважины расположены в непосредственной близости от месторождения. Товарную нефть ... Получение товарной продукции принято называть подготовкой нефти. Содержащая, такие технологические процессы, как: сепарация; стабилизация; обезвоживание (деэмульсация); обессоливание и другие. Первичная подготовка нефти ...

9 Краны сифонные Устройство для размыва донных отложений Средства измерения уровня нефти в резервуаре Определение массы нефти в резервуарах Основные контролируемые показатели качества нефти Определение плотности нефти ареометром Определение фактического объема нефти в резервуаре Определение массы брутто нефти в мерах вместимости Определение массы нетто нефти в резервуаре Инвентаризация нефти в резервуарах РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПРИ ХРАНЕНИИ ЕЕ В РЕЗЕРВУАРАХ Расчет потерь нефти от ‘малых дыханий’ в РВС м Расчет потерь нефти от ‘больших дыханий’ в РВС м ПОТЕРИ НЕФТИ Определение источников потерь нефти Мероприятия для снижения потерь нефти Определение потерь нефти и их оформление СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ Производственная безопасность Экологическая безопасность Безопасность в чрезвычайных ситуациях Правовые и организационные вопросы безопасности ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫБОРА РЕЗЕРВУАРА 92 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 97 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 98 Приложение А. Технологическая схема СИКН Приложение Б. Технологическая схема СИКН ПСП 101 Приложение В. Технологическая схема подготовки и транспортировки нефти ПСП «Талаканское» 102 Оглавление 9

10 ВВЕДЕНИЕ Современные предприятия трубопроводного транспорта это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтью, нефтепродуктами или газом. Эксплуатация магистральных нефтепроводов (МН) это совокупность процессов приема, перекачки и сдачи нефти, технического обслуживания и ремонта объектов магистральных нефтепроводов. При транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам осуществляется прием нефти от производителей, от нефтедобывающих предприятий, Перекачка по трубопроводам и сдача потребителям, поставка на экспорт, перевалка на другой вид транспорта железнодорожный или водный. Повышение эффективности предприятий трубопроводного транспорта достигается не только за счет технико-экономических показателей, но и за счет внедрения новой техники и технологии, улучшающей экономические показатели. Все эти преимущества, в конечном счете, определяют высокую техническую и экономическую эффективность. В ходе доставки нефти потребителю регулярно проводятся товарно-коммерческие операции, от качества проведения которых, зависит прибыль нефтетранспортных предприятий. Исходя из вышеизложенного, применение только современных методов, технологий и средств, позволяет полноценно решать поставленную задачу. В связи с этим тема выпускной квалификационной работы «Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров» является актуальной. Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Введение Лит. 10 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

История возникновения единиц измерения массы

... умений по теме « История возникновения массы и единицы ее измерения». Задачи: познакомить с историей возникновения массы; сформировать конкретные представления о массе тела; познакомить с единицами измерения массы (килограмм, грамм, тонна, центнер) и ...

11 Цель работы провести анализ современных технологий и средств для проведения товарно-коммерческих операций с использованием резервуаров различного типа. Для реализации данной цели необходимо выполнить следующие задачи. 1. Характеристика товарно-коммерческих операций нефтетранспортных предприятий корпорации ОАО «АК «Транснефть»; 2. Характеристика современных систем учета товарной нефти (основная и резервная схема учета); 3. Оборудование, технологии, особенности проведения учетных операций с использованием резервуаров типа РВС м 3 и РВСПА м 3 ; 4. Расчет технологических потерь товарной нефти при проведении сливоналивных операциях и хранении; 5. Комплекс защитных технологических мероприятий, сокращающих потери нефти при хранении и проведении учетных операций. 6. Вопросы экологии и охраны труда. Введение 11

12 ТЕРМИНЫ И СОКРАЩЕНИЯ АРМ АСП АСУТП ВПГ ВСМН ДАО ИТР КДС КР КС ЛПДС МН НА НПС ОАО ООО ООС П ПА ПДК ПОО ППР ПРП ПРУ ПУЭ РВС РД РНУ РП автоматизированное рабочее место автоматическая система пожарного тушения автоматизированная система управления технологическим процессом высоконапорный пеногенератор Восточно-Сибирские Магистральные Нефтепроводы дочернее акционерное общество инженерно-технический работник клапан дыхательный совмещенный капитальный ремонт клапан сифонный линейная производственно-диспетчерская станция магистральная насосная насосный агрегат нефтеперекачивающая станция открытое акционерное общество общество с ограниченной ответственностью охрана окружающей среды понтон купольная алюминиевая крыша предельно-допустимая концентрация потенциально опасный объект план производства работ приемо-раздаточный патрубок приемо-раздаточные устройства правила устройства электроустановок резервуар вертикальный стальной рабочая документация районное нефтепроводное управление рабочий проект Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Термины и сокращения Лит. 12 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

13 Резервуарный парк, группы резервуаров, предназначенные для приема, хранения и откачки нефти, размещенных на территории с ограниченным по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами при подземных резервуарах. Система эксплуатации резервуаров и резервуарных парков включает в себя использование по их назначению, тех. обслуживание, диагностику, текущий и капитальный ремонты. Техническое использование резервуаров по назначению это комплекс мероприятий по обеспечению измерений количества нефти, по контролю и поддержанию режимов работы магистрального нефтепровода. Техническое обслуживание резервуаров и резервуарных парков это работы по поддержанию в работоспособном состоянии резервуаров и резервуарных парков. Текущий ремонт резервуаров это работы по восстановлению технических и эксплуатационных характеристик оборудования. Заменой отдельного оборудования без зачистки резервуаров. Капитальный ремонт резервуара это мероприятия по восстановлению технических и эксплуатационных характеристик. Заменой, восстановлением элементов конструкций резервуаров и оборудования с выводом резервуаров из эксплуатации. Техническое диагностирование это комплекс работ по определению технического состояния резервуара. Авария в резервуарном парке это выход или истечение нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения резервуара, его элементов, оборудования и устройств, сопровождаемые одним или несколькими из следующих событий:

СИКН «ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул»» » Мы с АГНИ

... измерений - преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, влагосодержания, вязкости, температуры, давления. В резервной схеме учета нефти – резервуары, ... нефти – общая масса нефти, включающая массу балласта. Масса нетто нефти – разность массы брутто нефти и массы балласта Список сокращений и обозначений БИК – блок измерения показателей качества нефти; ... конструкции СИКН, ...

• травматизм со смертельным исходом или с потерей трудоспособности пострадавших; Термины и сокращения 13

14 — воспламенение нефти или взрыв ее паров и газов;

• загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема;

• утечка нефти свыше 10 м 3. «Аварийная утечка» в резервуарном парке неконтролируемый выход (истечение) нефти объемом менее 10 м 3 на территории резервуарного парка без признаков событий, указанных в пункте «Авария в резервуарном парке», но требующий проведения ремонтных работ для обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта. Учетные операции это операции, проводимые сдающей и принимающей нефть сторонами, для определения массы брутто и массы нетто нефти для последующих расчетов, а также операции, проводимые при инвентаризации нефти и арбитраже. Система измерений количества и показателей качества нефти это совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенная для: измерения массы брутто нефти методом прямых или косвенных динамических измерений;
• измерения технологических и качественных параметров нефти;
• отображения (индикации) и регистрации результатов измерений. Резервная схема учета это система, применяемая для измерения массы нефти при отказе основной схемы измерения количества и показателей качества нефти.

  В качестве резервной схемы учета используют:

• другую систему измерения количества и показателей качества нефти, реализующую метод динамических измерений массы и расположенную на одной площадке с основной схемой;
• — технические средства реализующие метод статических измерений массы: резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов, оснащенные Термины и сокращения 14

15 уровнемерами (или применяют рулетки), преобразователями плотности (или применяют ареометры), преобразователями температуры (или применяют термометры), автоматическими пробоотборниками (или применяют ручной пробоотборник).

Резервуар это емкость, предназначенная для хранения, приема, откачки и измерения объема нефти. Инвентаризация нефти это процесс выявления еѐ фактического наличия и сопоставления фактического наличия нефти с данными бухгалтерского учета. Арбитражная проба это часть объединенной пробы, оставленная на случай разногласия между поставщиком и потребителем. Товарная нефть это нефть, подготовленная поставщиком к передачи потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р Приемо-сдаточный пункт (ПСП) это пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти. Маршрутное поручение это поручение ОАО «АК «Транснефть» дочерним ОАО (ООО) МН на транспортировку партии нефти грузоотправителя. Мера вместимости это средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и градуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

Место России на мировом рынке нефти и особенности её торговли

... 15]. По мнению экспертов, существенным препятствием для России на пути увеличения доли поставок на мировой рынок нефти являются ограниченные транспортные мощности. Основные магистральные трубопроводы были ... экспортируемой маркой нефти. Состав «Urals» представляет собой смесь различных по качеству сортов нефти, добываемых из всех месторождений России. Нефть, добываемая на большей части территории ...

Мера полной вместимости это средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

Партия нефти это количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением. Термины и сокращения 15

16 1. ТОВАРНО-КОММЕРЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ Товарно-коммерческие операции (Рис.1) на ПСП (НПС, ЛПДС), в РНУ, в ОСТ и ОАО «АК «Транснефть»: Операции по приему, сдаче, перекачке, перевалке, сливу и наливу нефти, определению количества и показателей качества нефти, оформлению приемо-сдаточных документов, инвентаризации нефти, снятию фактических остатков, списанию естественной убыли и потерь нефти, отпуску и расходу на собственные нужды, отпуску сторонним потребителям, формированию отчетности, включающие также организационные мероприятия по обеспечению достоверного учета транспортируемой и хранимой нефти, контролю за выполнением таможенных требований при перемещении нефти через таможенную границу Российской Федерации. Рисунок 1. Блок-схема проведения товарно-коммерческих операций Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Товарно-коммерческие операции Лит. 16 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

17 1.1 Описание схемы сдачи нефти по основной и резервной схеме учета. Характеристика ПСП ОАО «ВЕРХНЕЧОНСКНЕФТЕГАЗ» Система измерений количества и показателей качества нефти 566, расположенная на территории ПСП «Талаканское» (Саха, Ленский район,150м. от НПС-10 «Талакан» Ленского РНУ ООО «Транснефть-Восток») и принадлежащая ОАО «ВЕРХНЕЧОНСКНЕФТЕГАЗ». Сдача нефти в соответствии с качеством ГОСТ Р от поставщика ОАО «ВЧНГ» осуществляется по СИКН 566 и направляется в резервуарный парк на НПС-10 ООО «Транснефть-Восток» ОАО «АК Транснефть». На ПСП ОАО «ВЧНГ» установлено: резервуарный парк РВС-5000 м 3 ( 19, 20, 21, 22) — 4 шт.; максимальное товарное наличие РП т.н; насосная внешнего транспорта Н-19 с насосами GI NIS шт; насосная внутрипарковой перекачки Н-18 с насосом НПВ М-2шт. Товарно-коммерческие операции 17

18 2 ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННЫХ СИСТЕМ УЧЕТА ТОВАРНОЙ НЕФТИ (ОСНОВНАЯ И РЕЗЕРВНАЯ СХЕМА УЧЕТА НЕФТИ) 2.1 СИКН 566, назначение и состав СИКН 566 (приложение А) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти с относительной погрешностью измерений массы, не превышающей 0,25 % в доверительном интервале вероятности 0,95, и показателей качества нефти с нормируемыми погрешностями, при учетных операциях приѐма-сдачи нефти между ОАО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть-Восток». Нефть, поставляемая для транспортирования потребителям Российской Федерации и для экспорта, должна соответствовать ГОСТ Р «Нефть. Общие технические условия» с изменением 1. СИКН измеряет массу нефти прямым методом динамических измерений с помощью ПР массового расхода кориолисового типа. Рисунок 2.СИКН 566 Конструкция СИКН 566 (рис.2) построена по блочно-модульному принципу и состоит из конструктивно законченных блоков и узлов: Блок фильтров (далее БФ); Блок измерительных линий (далее БИЛ), состоящего из двух блоков (БИЛ1 и БИЛ2); Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Характеристика современных систем учѐта нефти Лит. 18 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

Магистральный транспорт нефти (насосные перекачивающие станции)

... помещения; административно-хозяйственный блок и т.д. На головных нефтеперекачивающих станциях осуществляются следующие технологические операции: прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; внутристанционные перекачки нефти (из резервуара в резервуар); закачка нефти в магистральный ...

19 Блок измерения параметров качества нефти (далее БИК); Блок ТПУ; Блок (стенд) поверки и калибровки (проливки) ТПУ; Блок промывки ТПУ; Система обработки информации (СОИ).

2.2 Основные средства измерений и технологическое оборудование Блок фильтров Блок фильтров предназначен для защиты оборудования СИКН от твердых механических примесей. Установлен на входе в СИКН и состоит из: двух коллекторов Ду 400, трех фильтров МИГ-ФБ-200-4,0 (двух рабочих и резервного) и шести задвижек. Блок фильтров располагается в утепленном блок боксе с вентилятором, электрическим обогревателем и освещением Блок измерительных линий Рисунок 3. Блок измерительных линий Конструктивно БИЛ (рис.3) выполнен в виде двух блок- боксов, расположенных на отдельных рамах. Блок измерительных линий (БИЛ-1), состоящий из двух рабочих измерительных линий Ду 200, входной и выходной коллекторы Ду 400 и линия подключения ПУ Ду200. Измерительные линия 1 и 2 состоят из: электроприводных шаровых кранов Ду 200, Ру 4 МПа с контролем протечек, электроприводных шаровых кра- Характеристика современных систем учѐта нефти 19

20 нов-регуляторов расхода Ду 200, Ру 4 МПа, массовых расходомеров Micro Motion D600, термометров ТЛ-4, термопреобразователей сопротивления, манометров МПТИ, и преобразователей давления. Блок измерительных линий (БИЛ-2), состоящий из одной контрольно-резервной ИЛ, с возможностью подключения к рабочим ИЛ. Имеет схожий состав оборудования с линиями 1 и Блок измерения параметров качества нефти Рисунок 4. Блок измерения параметров качества нефти Блок измерения параметров качества нефти (рис.4) предназначен для формирования и выдачи информации по плотности, влагосодержанию, давлению и температуре перекачиваемой нефти, ручного и автоматического отбора проб по ГОСТ , а так же проведения поверки и КМХ преобразователя плотности с помощью термостатированного цилиндра, устройство для определения свободного газа в нефти УОСГ-100, ультразвуковой расходомер. Для обеспечения прокачки нефти на входе в БИК установлены два электронасоса (рабочий и резервный) Управление расходом осуществляется частотным регулированием электроприводов насосов. В блоке контроля качества смонтирована система промывки. Промывку БИК производят перед проведением поверки средств измерения БИК, а также выполняют внеплановую промывку в случае выхода за пределы нормированных метрологических характеристик средств измерений, расположенных в БИК при проведении КМХ. Так же на входном коллекторе СИКН (после УП) установлены индикаторы фазового состояния ИФС-1В-700М (рабочий и резервный) для контроля отсутствия свободного газа в нефти (приложение Б).

Конструктивно БИК представляет Характеристика современных систем учѐта нефти 20

21 собой металлическую раму, на которой размещены трубопроводы нефти Ду50 мм. с насосными агрегатами, запорной арматурой и контрольно-измерительными приборами Блок ТПУ Для поверки и контроля метрологических характеристик массовых расходомеров в качестве стационарной ПУ в проекте применен компакт-прувер 18 фирмы «Daniel» в комплекте с компаратором, датчиками давления и температуры. Для обеспечения требуемого режима поверки на отводящем трубопроводе ПУ установлен регулятор расхода. В качестве регулятора расхода используется шаровой кран-регулятор расхода РАРД Р DN 200 мм, РN 4,0 МПа с ручным управлением. Конструктивно блок ТПУ выполнен в виде отдельного блокбокса на раме Система обработки информации Система обработки информации (СОИ) предназначена для сбора, обработки и выдачи информации в виде оперативных отчѐтов, аварийных сообщений, протоколов поверки и контроля метрологических характеристик ПР Порядок взаимодействия с испытательной лабораторией Определение показателей качества нефти производится в испытательной химической лаборатории ОАО «ВЧНГ» ПСП «Талаканское» аккредитованной в установленном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии порядке, совместно с представителем ООО «Транснефть-Восток». Показатели качества нефти определяют стандартизированными лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р «Нефть. Общие технические условия». По результатам анализа отобранной пробы представитель ОАО «ВЧНГ» заполняет паспорт качества на нефть, который подписывается представителями обеих сторон и является неотъемлемой частью акта приема сдачи нефти. Характеристика современных систем учѐта нефти 21

Учет и оценка качества нефти и нефтепродуктов (2)

... Из резервуаров с нефтепродуктами, в которые была добавлена смесь, кроме объединенной средней пробы, предусмотренной ГОСТ ... (сдаче) нефтепродуктов и порядок проведения периодических поверок СИ СИКН и т.д. Контроль и учет качества нефтепродуктов должны ... и раздаточных блоках магистральных нефтепродуктопроводов, нефтебазах и других организаций (предприятий) по обеспечению нефтепродуктами. При проведении ...

22 2.2.7 Описание технологической схемы и технологического режима перекачки нефти через СИКН Технологическая схема СИКН представлена в Приложении А. При работе СИКН, нефть поступает в блок фильтров, далее во входной коллектор измерительных линий, из входного коллектора, нефть через краны шаровые КШ4 и КШ5 поступает в рабочие измерительные линии и далее пройдя первичные преобразователи расходомеров массовых РМ1 и РМ2 регуляторы расхода РР1 и РР2, краны шаровые КШ6 и КШ7 поступает в выходной коллектор блока измерительных линий и далее в выходной коллектор СИКН. При этом краны шаровые КШ8 КШ14 должны быть закрыты и проверены на герметичность. Часть нефти из входного трубопровода СИКН поступает в БИК через устройство пробозаборное УП и кран шаровой КШ15. Прокачка нефти через БИК производится одним из насосных агрегатов Н1, Н2. Далее нефть последовательно проходит через один из двух автоматических пробоотборников, ручной пробоотборник, термостатирующий цилиндр, преобразователь плотности, через один из двух поточных влагомеров и ультразвуковых расходомеров, обратный клапан. Возврат нефти из БИК производится во входной трубопровод СИКН через кран шаровой КШ16. Технологическая схема обеспечивает переход на резервную измерительную линию, при этом поток нефти переключают на резервную измерительную линию, краны шаровые на входе и выходе резервной измерительной линии открываются (КШ10, КШ11), а краны шаровые на входе и выходе неисправной рабочей измерительной линии закрываются (КШ4, КШ6 для ИЛ-1 и КШ5, КШ7 для ИЛ-2) Случаи, при которых оператор ПСП должен отключить рабочую измерительную линию и включить резервную (перечень ситуаций) Переход на резервную измерительную линию осуществляется: отказ преобразователя расхода; отказ линии связи от преобразователя расхода до контроллера-вычислителя; неустранимые утечки нефти в измерительной линии; Характеристика современных систем учѐта нефти 22

23 засорение прямого участка трубы до или после ПР (повышение перепада давления в линии); посторонний шум в измерительной линии Способ, периодичность отбора проб нефти, место, виды и периодичность проведения испытаний проб нефти. Отбор проб нефти производится через щелевое пробозаборное устройство автоматическим или ручным пробоотборником, установленным в БИК. По видам пробы подразделяются на точечную и объединенную. Точечная проба характеризует свойства нефти в данный момент времени, объединенная проба определяет свойства партии нефти. ( ГОСТ ) Операторы ОАО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть-Восток» совместно с лаборантом на СИКН производят: а) смену бачка автоматического пробоотборника в БИК для анализа параметров качества нефти (содержание в нем воды, солей, механические примесей и серы).

Одновременно с отбором пробы снимаются показания давления и температуры с отображением на АРМ СИКН. При отказе автоматических пробоотборников отбор проб на данные виды анализов производится вручную через ручной пробоотборник в БИК с периодичностью 1 час. б) разовый точечный отбор пробы нефти через ручной пробоотборник в БИК для анализа ее на давление насыщенных паров. При отборе пробы снимаются показания давления и температуры с АРМ оператора СИКН. Среднесменная проба 3 литра, отобранная автоматическим пробоотборником, доставляется в лабораторию, регистрируется в «Журнале учета и регистрации проб» и делится на две части. Одна часть пробы используется для определения качественных параметров нефти, вторая оформляется по ГОСТ , опечатывается печатью ООО «Транснефть-Восток» и хранится в месте хранения арбитражных проб ИХЛ ОАО «ВЧНГ» в качестве арбитражной в течение 30 суток. Нейтральная лаборатория для анализа арбитражной пробы выбирается по согласованию сторон. Характеристика современных систем учѐта нефти 23

24 Арбитражные пробы для хранения разливают в чистые сухие стеклянные бутылки, которые должны быть герметично закупорены пробками или винтовыми крышками с прокладками, не растворяющимися в нефти; горловины закупоренных бутылок должны быть обернуты полиэтиленовой пленкой или другим плотным материалом, обеспечивающим сохранность пробы, и обвязаны бечевкой. Концы бечевок продевают в отверстие этикетки, пломбируют и опечатывают. Определение показателей качества нефти производится в аккредитованной испытательной химической лаборатории ОАО «ВЧНГ» совместно с представителем ООО «Транснефть-Восток» стандартизованными лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р с изменением 1:

• массовую долю воды по ГОСТ по каждой среднесменной пробе;
• концентрацию хлористых солей по ГОСТ по каждой среднесменной пробе;
• массовую долю серы по ГОСТ по каждой среднесменной пробе;
• давление насыщенных паров по ГОСТ по точечной пробе 1 раз в смену;
• плотность нефти по ГОСТ с учетом требований МИ по каждой среднесменной пробе;
• массовую долю механических примесей по ГОСТ один раз в 10 дней по накопительной пробе;
• кинематическую вязкость по ГОСТ один раз в 10 дней по точечной пробе;
• выход фракций по ГОСТ один раз в10 дней по точечной пробе;
• массовую долю парафина по ГОСТ один раз в 10 дней по накопительной пробе;
• объемную долю свободного газа по МИ раз в месяц и по требованию одной из Сторон;
• массовую долю сероводорода и метил-этилмеркаптанов по ГОСТ Р один раз в 10 дней по точечной пробе; Характеристика современных систем учѐта нефти 24

25 — массовую долю органических хлоридов по ГОСТ Р один раз в 10 дней по накопительной пробе Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля В течение смены операторы грузоотправителя и грузополучателя обязаны контролировать по СИКН каждые два часа:

• мгновенный массовый расход нефти по измерительным линиям и СИКН в целом (по АРМ СИКН или по дисплею контроллера-вычислителя);
• суммарный объѐм нефти (по АРМ СИКН или по дисплею контроллеравычислителя);
• суммарную массу нефти (по АРМ СИКН или по дисплею контроллеравычислителя);
• перепад давления на фильтрах (по АРМ СИКН или по месту);
• текущее значение плотности нефти в БИК (по АРМ СИКН или по дисплею контроллера-вычислителя);
• текущее значение температуры нефти в БИК (по АРМ СИКН или по месту);
• текущее значение давления нефти в БИК (по АРМ СИКН или по месту);
• работу автоматического пробоотборника (по АРМ СИКН или по месту);

— расход по линии качества в БИК (по АРМ СИКН или по месту).

Все вышеуказанные данные автоматически заносятся в электронный журнал регистрации показаний СИКН на АРМ. В случае отказа основного и резервного АРМ, оператор ОАО «ВЧНГ» должен вести журнал регистрации показаний СИКН вручную на бумажном носителе Перечень ситуаций, при которых СИКН должна быть отключена и осуществлѐн переход на резервную схему учета нефти Переход на резервную схему учета нефти осуществляется в случаях:

• одновременного отказа преобразователей расхода, на рабочих и резервной линиях;
• одновременном отказе всех фильтров; Характеристика современных систем учѐта нефти 25

26 — одновременного отказа всех насосов БИК;

• не устранимые утечки нефти на байпасном трубопроводе СИКН;
• превышения значения суммарной погрешности по массе брутто СИКН допускаемого предела ± 0,25 % при проведении очередной или внеочередной поверки средств измерений;
• реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, связанных с остановкой СИКН, по согласованию с ОАО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть- Восток»;
• отключения электроэнергии (при отсутствии резервного электроснабжения);
• наличия неустранимых утечек нефти на всех трубопроводах ИЛ СИКН;
• аварийных ситуациях, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.) или может привести к гибели людей и оборудования;
• отказ СОИ СИКН;
• несоответствия расхода нефти через БИК нормативному (если нет возможности отрегулировать расход);

— падение давления нефти после ПР ниже значения определяемого формулой (1) Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти и невозможности установления нормируемого значения. Отсутствие дополнительных средств измерений не является причиной перехода на резервную схему учета нефти. Решение о переходе на резервную схему учета принимает оперативный персонал ОАО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть- Восток» с извещением своих вышестоящих инстанций и диспетчера ООО «Транснефть-Восток». Резервная схема учета нефти предполагает использование 2-х вариантов 1) Учет нефти производится по технологическим резервуарам РВС-5000м 3 19,20 расположенным на ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ» (приложение В) Средства измерений:

• резервуар РВС-5000м 3 19, 20; Характеристика современных систем учѐта нефти 26

27 — рулетка измерительная с лотом Р-20УЗГ, 20 м. по ГОСТ ;

• переносной пробоотборник по ГОСТ для отбора проб из резервуара;
• термометры ТЛ 4-2 с ценой деления 0,1 0С, погрешность +-0,2 0С для определения температуры проб нефти, отбираемых из резервуара;

— ареометры АНТ-1 по ГОСТ с ценой деления шкалы 0,5 кг/м3. 2) Учет нефти производится по установке поверочной передвижной на базе массомеров, включенной последовательно с СИКН и расположенной на площадке СИКН ПСП «Талаканское» ОАО «ВЧНГ» Прекращение учетных операций Прекращение учетных операций осуществляется в случаях:

• увеличение содержания воды более 0,5 % по показаниям поточного влагомера (при установившемся значении на вторичном приборе влагомера и сохраняющимся в течение не менее 3-х минут) — по результатам оперативного двухчасового контроля;
• при срабатывании индикаторов (рабочего и резервного одновременно) контроля наличия свободного газа с учетом переходного периода указанного в инструкции завода-изготовителя ИФС;

— при полном и отказе основной и резервной схемы учета нефти. Решение о прекращении учетных операций принимает оперативный персонал ОАО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть-Восток» с извещением вышестоящих инстанций и диспетчера ООО «Транснефть-Восток». При прекращении учетных операций составляют «Акт отключения СИКН» в 3-х экземплярах, если до прекращения учетные операции велись с применением СИКН. Возобновление учетных операций производит оперативный персонал ОАО «ВЧНГ» и ООО «Транснефть-Восток» по разрешению диспетчера ООО «Транснефть-Восток». В качестве мер допускается работа через СИКН по кольцевой схеме в резервуары ПСП. Характеристика современных систем учѐта нефти 27

28 3. ПРОВЕДЕНИЕ ТОВАРНО — КОММЕРЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ ПО РЕ- ЗЕРВНОЙ СХЕМЕ УЧЕТА НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РЕЗЕРВУА- РОВ ТИПА РВСПА-50000м 3 и РВС-20000м Характеристика объекта НПС-10, ООО «Транснефть-Восток» Прием нефти на НПС-10, в соответствии с качеством ГОСТ Р , осуществляется по приемному коллектору Dy 800 в любой из резервуаров на основании технологического регламента НПС-10 в резервуары РВСПА-50000м 3 1, 2, 3, 4, 5. В коллектор осуществлено подключение нефтепровода от СИКН 566 принадлежащее ОАО «ВЕРХНЕЧОНСКНЕФТЕГАЗ Сургутнефтегаз». На НПС-10 установлено: ФГУ (ФГГ ,0-СО-ПР-О-Т-Б-УХЛ1)-3шт; СППК (DN 200PN16)-8шт; РВСПА 50000м 3 (D=60,731м;H=18м)-5шт; РВС 5000м 3 (D=22,8м,H=11,94м)-2шт; ПНА(VCRD 30*40*40B/2S «Sulzer»)-3шт; МНА(HPDM d/27 «Sulzer»)-4шт; КРД (ПТ )-1шт. Транспортировка нефти производится по МН Ду1220мм. трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан». Основное и вспомогательное оборудование МН ВСТО автоматизировано и оснащено телемеханикой для дистанционного управления и блокировки. Пуски и остановки основного оборудования осуществляются автоматически дистанционно по команде диспетчера из ТДП г. Братск или по месту. Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Проведение- товарно-коммерческих операций по резервной схеме учѐта нефти с использованием резервуаров Лит. 28 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

29 Таблица 1 ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА НЕФТИ ПО ГОСТ Р ПСП ОАО«ВЧНГ»,ПСПОАО«СНГ», НПС-10 «ТАЛАКАН» Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 29

30 3.2 Оборудование, эксплуатация, техническое обслуживание резервуара РВСПА м 3 с купольной крышей из алюминиевых сплавов Эксплуатация и обслуживание РВСПА-50000м 3 ведется с учетом требований РД «Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз» и РД КТН «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Резервуары стальные вертикальные для хранения нефти и нефтепродуктов объѐмом м 3. Нормы проектирования». На основании документов НТД введен состав оборудования, технические характеристики, устройства, правила заполнения и опорожнения, состав работ и сроки проведения технического обслуживания и ремонта оборудования и конструкций, требования к проведению диагностики и капитального ремонта, состав и сроки работ по предотвращению образования донных отложений, требования безопасности при эксплуатации резервуаров с купольными крышами. Каждый работник, обслуживающий резервуар с купольной крышей, должен знать устройство, правила эксплуатации и особенности резервуара с купольной крышей, его преимущества и недостатки по сравнению с резервуарами других типов, поддерживать в исправности и порядке при обслуживании. Резервуар РВСПА м 3 предназначен для приема, хранения и откачки нефти по ГОСТ Р на объектах магистральных нефтепроводов и нефтебаз. Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара единичной емкостью м 3 составляет м 3 /час (при скорости движения понтона не более 3,5 м/ч в соответствии с РД КТН ).

Резервуар РВСПА м 3 (рис.5) является сооружением, относящимся к специальным объектам, представляющим опасность для непосредственного окружения, относится к I классу опасности по РД КТН , уровень ответственности I, повышенный. По НПБ категория по пожарной опасности Ан. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 30

31 Рисунок 5.РВСПА-50000м Технические характеристики резервуара 1. Объем по строительному номиналу м Внутренний диаметр резервуара 60,731 м. 3. Высота стенки 18 м. 4. Количество приемо-раздаточных патрубков 4 шт. 5. Диаметр приемо-раздаточного патрубка 700 мм. 6. Скорость налива продукта в резервуар (не более) м 3 /час 7. Скорость слива продукта из резервуара (не более) м 3 /час 8. Скорость движения понтона в резервуаре при сливе-наливе 3,5 м/час 9. Диаметр понтона 60,15 м. 10. Масса понтона кг. 11. Суммарный объем поплавков дм Радиус сферической поверхности купольной крыши 48,56м. 14. Конструкция каркаса купольной крыши Самонесущая. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 31

32 Перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах типа РВСПА-50000, представлен в таблице 2 Таблица 2 Оборудование и конструктивные элементы резервуара Наименование оборудования Наличие 1 2 РВСПА Купольная крыша + Понтон + Дыхательный клапан Предохранительный клапан Вентиляционный патрубок + Огневой предохранитель + Газоуравнительная система Приемо-раздаточный патрубок с хлопушей * Приемо-раздаточное устройство с поворотной заслонкой + Компенсирующая система приемо-раздаточных патрубков + Пробоотборник + Водоспуск с плавающей крыши Кран сифонный + Система размыва донных отложений + Кольцевая лестница + Замерный люк + Световой люк Люк-лаз + Уровнемер + Датчики температуры нефти + Сигнализатор аварийного уровня + Пожарные датчики + Система молниезащиты + Система защитного заземления + Система защиты от коррозии + Система пожаротушения + Система орошения Конструкции и оборудование резервуара Стенка резервуара состоит из 8 поясов, каждый пояс из 24 листов размером 7990 х 2250 мм. Толщина листов стенки резервуара различна и уменьшается снизу вверх. Монтаж стенки выполнен полистовым методом. В верхней части, стенка укрепляется кольцом жесткости, которое обеспечивает общую устойчивость конструкции резервуара, воспринимает ветровую нагрузку и служит обслуживающей площадкой. Днище состоит из листов толщиной 9 мм, в месте примыкания днища к стенке резервуара смонтировано кольцо окраек, состоящее из 32 листов, толщиной 16 мм. Для обеспечения возможности слива подтоварной воды и наиболее полного опорожнения ре- Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 32

33 зервуара днище имеет уклон 1:100 от центра к стенке резервуара. При эксплуатации, во время ежесменных осмотров (1 раз в смену) необходимо через смотровые колодцы, расположенные возле стенки резервуара, контролировать отсутствие протечек днища резервуара. При наличии воды в смотровых колодцах, еѐ необходимо откачать погружным насосом в ближайший колодец производственной канализации, оборудованный в каре резервуара. Также необходимо наблюдать за осадкой резервуара. Контроль осадки заключается в нивелировке окрайки днища по наружному периметру в постоянных точках через каждые 4 м. В первый год эксплуатации резервуара, контроль осадки резервуара нивелированием в абсолютных отметках окрайки днища проводится 1 раз в месяц; в последующие четыре года эксплуатации контрольное нивелирование проводится 1 раз в год; в последующие годы — не реже 1 раза в 5 лет. Купольная крыша является несущей и ограждающей конструкцией резервуара, водонепроницаемой обеспечивающей вентиляцию подкупольного пространства. Несущей конструкцией купольной крыши является сетчатый каркас из алюминиевых прессованных профилей двутаврового и квадратного сечения, образованный из треугольных ячеек. Для обеспечения естественной вентиляции резервуара купольная крыша оборудована вентиляционным патрубком, расположенным на вершине и кольцевым вентиляционным продухом, расположенным по всему периметру между опорным кольцом и опорным поясом. Значения снеговой и ветровой нагрузки на купольную крышу принимаются согласно существующих климатических районов. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 33

34 3.2.3 Понтон. Назначение и принцип работы. Понтон алюминиевый предназначен для снижения потерь нефти и нефтепродуктов, а также предотвращения загрязнения атмосферы углеводородами при хранении их в вертикальных стальных резервуарах путем перекрытия поверхности продукта понтоном. Резервуар с понтоном более безопасен в отношении взрыво-пожаробезопасности, за счет отсутствия газового пространства. Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения по сравнению с резервуарами без понтона, %. Резервуар оборудован понтоном конструкции заводского изготовления. Плывучесть понтона обеспечивается наличием алюминиевых поплавков, собранных из отдельных элементов. Для ограничения опускания понтона и фиксации еѐ в крайнем нижнем положении смонтированы стационарные опорные стойки, выполненные из трубы Ду 40 мм. Стойки расположены под понтоном равномерно по концентрическим окружностям. Стойки двух типов. По периметру периферийного кольца устанавливаются стойки переменной высоты 72 шт. При всплытии понтона при гидроиспытаниях монтажные стойки по периферийному кольцу заменяются на стойки переменной высоты. Общее количество стоек на понтоне «КонТЭК» — 272шт. Стойки закреплены на понтоне и движутся вместе с ним. Длина стоек различна и определена в соответствии с профилем днища резервуара. Доступ на понтон обеспечивается через два люк лаза Ду 600х900мм во втором поясе. Понтон из алюминиевых сплавов состоит из герметичных поплавков, расположенных параллельными рядами в центральной части и по окружности на периферии. В каждом ряду поплавки скреплены между собой. Поверхность понтона покрыта настилом, состоящим из секций. В нижнем положении понтон опирается на опорные стойки переменной высоты, монтируемые на понтоне. На понтоне смонтированы люк-лазы, герметично закрываемые крышками, которые при посадке понтона на опорные стойки открываются толкателями. Зазор между понтоном и стенкой резервуара перекрывается уплотняющем затвором. Уплотнение затвора должно достигаться за счет упругих сил материала уплотнителя. Номинальный размер Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 34

35 зазора между понтоном и стенкой резервуара должен быть 200 мм, усилие прижатия к стенке резервуара мягкого уплотняющего затвора должно быть не более 20 Н/м Устройство понтона. Конструкция понтона сборно-разборная при помощи болтовых соединений, с габаритными размерами составных частей, которые позволяют проводить монтаж, замену любой части понтона при ремонтных работах, либо полный демонтаж через существующие в резервуарах люки обслуживания. Формообразующим элементом понтона является несущее кольцо 1 (рис.6) состоящего из набора сегментов из алюминиевого профиля. На несущем кольце равномерно по периметру установлены плоские пружины 2, на которых закреплены щеточные сегменты 3. Просвет между несущим кольцом и щеточными сегментами закрыт фартуком 5. На стыках сегментов несущего кольца установлены кронштейны с опорными стойками 4. К каждому кронштейну закреплены поплавки 6. На несущее кольцо установлены ряды силовых балок 7, под которые в поперечном направлении смонтированы ряды поплавков. Между двумя смежными рядными поплавками установлены скобы с опорными стойками. Концы крайних рядных поплавков замкнуты на несущее кольцо, образуя тем самым совместно с балками 7 единую силовую конструкцию. На верхние плоскости силовых балок и несущего кольца установлен ленточный настил 8, который фиксируется прижимом 9. Для прохода направляющей на понтоне установлен тоннель обводной 10.Для удобства эксплуатации на настиле установлен клапаны-люки 11 для прохода на настил понтона и для предотвращения образования вакуума при сливе продукта, а также избыточного давления при наливе продукта в подпонтонном пространстве. Для снятия заряда статического электричества имеется устройство заземления 12, связывающее токопроводящие части понтона с конструкцией резервуара. На настиле понтона предусмотрены устройства для слива с настила продукта и конденсата. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 35

36 Направляющая понтона Кровля резервуара Днище резервуара Рисунок 6. РВСПА Стенка резервуара 1- несущее кольцо, 2- щеточный сегмент, 3 — пружина, 4- стойка опорная, 5- фартук, 6- поплавок, 7- балка силовая, 8- настил, 9 — прижим настила, 10- тоннель обводной, 11-клапан люк, 12- устройство заземления,. 13- устройство слива Устройство поплавка. Поплавок представляет собой сборно-сварную конструкцию (Рис.7.), состоящую из обечаек 3, донышек 4 и кронштейнов 5. Балка силовая Рисунок 7. Поплавок В донышке поплавка установлен вентиль с золотником 2. На вентиль навернут колпачок 1 с уплотнительной прокладкой из маслобензостойкой Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 36

37 резины. Установка понтона на стойки с рабочей высотой эксплуатации 1255мм проводится после окончания монтажа понтона (ремонтное положение 2460мм), или после выполнения регламентных или ремонтных работ в резервуаре. Указанные работы проводятся с настила понтона, находящегося в положении «на плаву», с уровнем жидкости в резервуаре не менее 3000 мм Основные технические данные понтона «КонТЭК» Таблица 3 Технические данные понтона «КонТЭК». Наименование параметры Нормы типоразмера — Емкость резервуара, м Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов от испарения по сравнению с резервуарами без понтона, % — Интервал рабочих температур, С — От 60 до Рабочая среда — Нефть ГОСТ Р Запас плавучести, % — 216% — Диаметр понтона, м — — Без затвора — 60,3 — Номинальный зазор между понтоном и стенкой резервуара, мм Скорость движения понтона, м/час — 3,5 — Нижнее эксплуатационное положение понтона, м — Не менее 1,255 — Электрическое сопротивление заземления, Ом Общее количество стоек, шт Количество стоек переменной высоты, шт Количество поплавков, шт Вес понтона в сборе, кг Осмотры и техническое обслуживание Техническое обслуживание понтона заключается в плановой организации и своевременном проведении обследования и ремонта. Осмотр и техническое обслуживание понтона резервуара проводятся в соответствии с картой технического обслуживания резервуара данной конструкции и графиком ППР. Осмотр и техническое обслуживание оборудования понтона проводить строго в соответствии с мерами безопасности указанными в наряде допуске. При осмотре понтона необходимо обратить внимание на следующее:

• утечки нефти; КМ Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 37

38 — образование трещин по сварным швам и основному металлу;

• появление вмятин;
• плотное закрытие монтажных, световых, замерных люков;
• положение понтона, ее горизонтальность;
• отсутствие нефти на настиле понтона; При наполнении-опорожнении резервуара, осмотр понтона запрещен.

Осмотр понтона производиться через смотровые люка при максимальном заполнении резервуара один раз в месяц Уплотняющий затвор Рисунок 8.Уплотняющий затвор понтона Уплотняющий затвор (рис.8) комбинированного типа состоит из лакоткани эмульгированной фторопластом предназначен для герметизации зазора между стенкой резервуара и понтоном с целью сокращения потерь легких фракций нефти и нефтепродуктов от испарения. Затвор легко собирается в резервуаре, имеют подвижные деталей, экологически безвредны, стойки к нефтепродуктам. Уплотняющий затвор понтона обладает высокой степенью герметичности, высокоэластичен, морозостоек, долговечен. Температурный интервал эксплуатации, C от 60 до +40 Перекрываемый зазор, мм от 100 до 200 Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 38

39 При техническом обслуживании следует проверить техническое состояние, обратить внимание на плотность прилегания затвора к стенке резервуара. Не допускать скопления грязи на щитке затвора. По мере необходимости производить очистку от парафинистых отложений затвора. Сигнализаторы аварийного уровня ОМЮВ подключены к устройствам сопряжения с объектами (УСО) микропроцессорной автоматики НПС. В случае срабатывания датчика на каком-либо резервуаре, на АРМ оператора НПС появляется звуковая сигнализация и оперативное сообщение, включается алгоритм защиты резервуара от перелива Направляющая Для предотвращения вращения понтона под воздействием потоков нефти при заполнении и опорожнении резервуара и для координации движения понтона устанавливается одна направляющая, которая представляет собой вертикально установленную трубу Ду 500 мм., опирающуюся на днище резервуара тремя опорными уголками. На верхнем фланце направляющей установлен радарный уровнемер и многоточечный датчик температуры, а так же имеется люк для ручного замера уровня нефти (рис.15).внутри направляющей установлена стальная нержавеющая труба d = 220 мм для радарного уровнемера. В верхней части направляющей имеется вентиляционный отвод на верхнем фланце которого установлен вентиляционный патрубок ПВ-50 с огнепреградителем ПО-50.Для герметизации узла прохода направляющей через понтон предусмотрено уплотнение, состоящее из стального скользящего листа и прокладки из прорезиненного бельтинга, прижимаемой к скользящему листу накладкой Огневой предохранитель Для снижения возможности возникновения пожаров, путем предохранения резервуара от попадания в него искр и пламени и сокращении загрязнения атмосферы на вентиляционном отводе направляющей стойки резервуара РВСПА-50000м 3 установлен огневой предохранитель ОП-50. Техническое Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 39

40 обслуживание огневых предохранителей заключается в проведении проверочных осмотров (в весенне-летний период эксплуатации осмотры следует проводить не реже одного раза в месяц) Кольцевая лестница Рисунок 9. Кольцевая маршевая лестница Кольцевая маршевая лестница (рис.9) предназначена для подъема на ветровое кольцо резервуара. Состоит из лестничных маршей, промежуточных площадок, ограждения. Кольцевая лестница крепится к стенке резервуара. Длина лестничных маршей от 3279 мм до 3861 мм, угол наклона 45, ширина 700 мм. Площадки выполнены в виде секторов и опираются на кронштейны. Кронштейны под площадки приварены к стенке резервуара Ветровое кольцо и площадки обслуживания оборудования Ветровое кольцо, расположенное в верхней части стенки, состоит из 18 секций с ограждением и настилом, обеспечивает общую устойчивость конструкции резервуара, воспринимает ветровую нагрузку и служит обслуживающей площадкой. С ветрового кольца производится обслуживание камер пены низкой кратности КНП5 (9 шт.) и извещателей пламени ИПЭС-ИК/УФ (16 Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 40

41 шт.).

По своей конструкции люки и патрубки предусмотрены для длительной работы без необходимого ремонта, поэтому не требуют специального обслуживания в процессе эксплуатации. В процессе эксплуатации необходимо производить периодические осмотры, но не реже 1 раза в месяц Устройство для размыва донных отложений Рисунок 10. «Диоген 700» Для предотвращения образования донных отложений в резервуаре, на первом поясе стенки резервуара смонтированы два устройства размыва донных отложений «Диоген 700» (рис.10) в количестве 2 шт. Работы по размыву донных отложений производятся с целью предотвращения образования, накопления и удаления донных отложений, предотвращения скопления и удаления подтоварной воды. Технологический процесс размыва и удаления донных отложений из эксплуатируемых резервуаров заключается в периодическом перемешивании нефти в резервуаре и включает следующие операции: размыв и удаление донных отложений, контроль эффективности процесса размыва и удаления донных отложений из резервуаров с нефтью. Уровень донных отложений в резервуарах должен замеряться один раз в сутки, с записью результатов замера до и после размыва в журнале. Донные отложения препятствуют достоверному учету нефти, поэтому регулярный контроль их количества, размыв и удаление имеют значение в плане минимизации потерь нефти от погрешности баланса. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 41

42 Приемо-раздаточное устройство Рисунок 11. Приемо-раздаточное устройство Приемо-раздаточное устройство (ПРУ) (рис.11) предназначено для увеличения полезной емкости резервуаров и снижения интенсивности образования донных отложений при закачке/откачке нефти. При заполнении резервуара нефть, проходя через приемо-раздаточное устройство, распространяется по днищу резервуара в виде затопленной струи, смывает донный осадок и переносит его во взвешенное состояние в массе нефти. Уменьшение уровня минимального взлива при откачке нефти из резервуара происходит за счет того, что зазор между зонтом приемо-раздаточного патрубка и днищем резервуара составляет минимальную величину (по допустимому значению скорости истечения нефти в резервуар через ПРУ с учетом образования статического электричества).

В состав приемо-раздаточного устройства входят (рис.12) приемораздаточные патрубки (4 шт.) с отводами поз. 1, зонтами поз.2, рассекателями поз. 3. Монтаж ПРУ производится на фланцы приемо-раздаточных патрубков резервуара (поз. 4).

Фланцы должны быть соединены между собой шунтирующей перемычкой. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 42

43 1 — отвод; 2 — зонт; 3 рассекатель; 4 фланец. Рисунок 12. Приемо-раздаточное устройство Кран сифонный КС-80 Краны сифонные КС (рис.13) предназначены для забора и спуска подтоварной воды из резервуаров для хранения и раздачи нефти и нефтепродуктов. По устойчивости к воздействии климатических факторов внешней среды краны изготовлены в исполнении УХЛ. Рисунок 13. Кран сифонный 1 — кран проходной муфтовый, 2 — ручка, 3 — втулка сальника, 4 — корпус сальника, 5 — кольцо кожуха, 6 — патрубок, 7 — фланец, 8 — болтовое соединение, 9 — кольцо уплотнительное, 10 кожух. На фланце корпуса сальника 4 нанесены три буквы: Р, П и Н, что соответствует трем положениям патрубка: Р — рабочее: патрубок обращен вниз происходит сброс подтоварной воды. П — промывка: патрубок обращен вверх происходит промывка патрубка. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 43

44 Н — нерабочее: патрубок расположен горизонтально. Патрубок 6 занимает нужное положение в резервуаре при помощи ручки 2. После окончания операции «сброса воды» закрыть кран и установить патрубок в нерабочее положение. ТО проводится 1 раз в три месяца Коренные задвижки резервуара В каре резервуара, на трубопроводах приемо-раздаточных патрубков смонтированы коренные шиберные задвижки Ду 1000 мм, обеспечивающие возможность налива и опорожнения резервуара. Для управления задвижками на них установлены электропривода. Электроприводы предназначены для дистанционного и местного управления запорной арматурой магистральных нефтепродуктопроводов, эксплуатирующийся в наружных установках и в помещениях во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование паро- и газовоздушных взрывоопасных смесей СКНР Наименование изделия система компенсации нагрузок от приемо- раздаточных патрубков на стенку РВС тыс.м. 3 СКНР (рис.14) предназначены для компенсации относительных пространственных перемещений и герметичного соединения трубопроводов, транспортирующих жидкие среды (горючие, легковоспламеняющиеся жидкости) до условного давления 1,0 МПа и рабочих температур от мин; гс 3 0 С до плюс 50 С и эксплуатирующийся на магистральных нефтепроводах и нефтебазах. СКНР применяются для трубной обвязки приемо-раздаточных патрубков стальных вертикальных резервуаров номинальным объемом от 10 до 50 тыс.м 3. и высотой стенки резервуаров 11,8 м и менее с подводящими технологическими трубопроводами условным диаметром от 400 до 700 мм и условным давлением до 1,0 Мпа. СКНР обеспечивает снижение нагрузок на приемо-раздаточные патрубки резервуаров, возникающих при осадке основания резервуара и опор ПТ при деформациях стенки резервуара и трубопроводов СКНР, ПРП и ПТ при изменениях гидравлического давления, температуры окружающего воздуха и Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 44

45 перекачиваемого (хранимого) продукта, изменении веса трубопровода СКНР при его заполнении и опорожнении. Рисунок 14.Общий вид СКНР Система пожаротушения Для противопожарной защиты резервуара РВСПА-50000м 3, предусмотрено комбинированное пенное пожаротушение, основанное на применении низкократной пены, получаемой из рабочих растворов фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей и трубопроводы водяного охлаждения. Комбинированное тушения пожара предусматривает одновременно: подачу пены низкой кратности через нижний пояс резервуара непосредственно в слой нефти (система подслойного тушения); подачу пены низкой кратности в зону кольцевого пространства между стенкой резервуара и понтоном; Система подслойного пожаротушения смонтирована в первом поясе резервуара и представляет собой кольцевой трубопровод с технологическими отверстиями и системой подводящих трубопроводов. Система подслойного Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 45

46 пожаротушения предназначена для обеспечения ввода пены под давлением непосредственно во внутрь резервуара. Количество линейных вводов подслойного тушения пожаров принято три. Патрубки линейных вводов располагаются равномерно по периметру резервуара. Количество линейных вводов подачи пены сверху принято три линейные вводы системы подачи пены сверху располагаются равномерно по периметру резервуара. Камеры предназначены для комбинированных автоматических систем пожаротушения нефти и нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах с купольной крышей способны решать следующие задачи: Планирование работ по ТО и ремонту оборудования резервуаров РВСПА м 3 Планирование ТО и ремонта оборудования резервуаров РВСПА-50000м 3 производится по графикам ППР (плановая система ТОР) и фактическому техническому состоянию оборудования по результатам диагностических контролей (система ТОР по фактическому техническому состоянию).

Осмотр и техническое обслуживание резервуаров следует проводить в соответствии с картами технического обслуживания. Визуальный осмотр, техническое обслуживание системы комплексной защиты резервуаров от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения должны проводиться в соответствии с графиком плановопредупредительных 3.3 Оборудование, эксплуатация, ТО резервуара РВС-20000м 3 Рассмотрим технические характеристики резервуара РВС-20000м 3 и устанавливаемого на нем оборудования. Технические характеристики типовых стальных вертикальных резервуаров указаны в таблице 4. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 46

47 Таблица4 Технические характеристики типовых стальных вертикальных резервуаров Тип Резервуара(м 3) Высота стенки, м Диаметр резервуара, м Масса, т, (мин.-макс.) РВС ,92 45,60 353,87-390,77 РВСП ,92 45,60 423,97 РВС ,92 47,40 363,25-408,36 РВС ,90 39,90 368,78 РВСП ,90 39,90 446,97 РВС ,90 39,90 354,45 РВСП ,90 39,90 381, Перечень оборудования Перечень оборудования и конструктивных элементов, устанавливаемых на резервуарах типа РВС-20000м 3, представлен в таблице 5. Таблица 5 Оборудование и конструктивные элементы резервуаров Наименование оборудования Наличие 1 2 РВС Дыхательный клапан + Предохранительный клапан + Вентиляционный патрубок Огневой предохранитель + Газоуравнительная система + Приемо-раздаточный патрубок с хлопушей * + Приемо-раздаточное устройство с поворотной заслонкой + Пробоотборник + Водоспуск с плавающей крыши Кран сифонный + Система размыва донных отложений + Шахтная лестница + Замерный люк + Световой люк + Люк-лаз + Уровнемер + Датчики температуры нефти + Сигнализатор аварийного уровня + Пожарные датчики + Система молниезащиты + Система защитного заземления + Система защиты от коррозии + Система пожаротушения + Система орошения + Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 47

48 3.3.2 Приемо-раздаточные устройства (патрубки) предназначены для закачке/откачке нефти в РВС,(присоединены к технологическим трубопроводам) и монтируются в РВС на нижнем поясе. Хлопуши и заслонки, устанавливаемые на РВС, предназначены для предотвращения потерь нефти из резервуаров при авариях и повреждениях технологических трубопроводов или запорной арматуры. На приемо-раздаточном патрубке РВС, ЖБРП должны предусматриваться компенсирующие системы для снижения усилий, передаваемых технологическими трубопроводами на резервуар. Резервуар оборудуется отсекающими коренными задвижками. Резервуары должны быть оборудованы средствами отбора проб. Для отвода ливневых вод с плавающей крыши применяется водоспуск Краны сифонные предназначены для сброса подтоварной воды из стальных резервуаров. Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков сифонный кран оборудуется кожухом. Буквы с метками на корпусе сальника соответствуют трем положениям патрубка: Р рабочее; Н нерабочее; П положение промывки. Риска на патрубке должна совпадать с буквой на фланце сальника. После окончания «сброса воды» кран закрывается, патрубок устанавливается в нерабочее положение, отворачивается пробка в корпусе сальника, удаляется вода до появления нефти, пробка закрывается, устанавливается в кожух Устройство для размыва донных отложений. Для предотвращения образования и размыва донных отложений используется система размыва или другое специальное оборудование, имеющее все необходимые разрешительные документы их применения Средства измерения уровня нефти в резервуаре. Резервуары оснащаются сигнализаторами аварийного максимального и минимального уровней нефти, устройствами измерения температуры, уровня нефти, автоматическими пожарными извещателями. Техническое состояние дыхательной арматуры имеет важное значение. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и дыха- Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 48

49 тельных клапанов может предотвратить потери нефти от вентиляции газового пространства. Двухканальная система TRL/2 (канал измерения уровня и температуры продукта) является базовым вариантом построения системы и наиболее широко используется для коммерческого учета нефти и нефтепродуктов. В этом случае с базовой комплектацией системы дополнительно используются датчики давления. Расчет массы продукта производится в реальном масштабе времени с использованием данных об уровне продукта, его средней температуре и его плотности, определяемой на основе показаний датчика гидростатического давления жидкости (продукта), устанавливаемого вблизи дна резервуара. Высочайшая точность измерения достигается за счет термостабилизации электроники и наличия цифрового эталона для автоматической поверки уровнемера перед каждым измерением. Межповерочный интервал уровнемера 5 лет. 3.4 Определение массы нефти в резервуарах. Определение массовой доли воды, %; массовой концентрации хлористых солей, мг/дм 3 в нефти. Определение показателей качества нефти важная составляющая учетных операций при приемесдаче нефти на ПСП. Испытания нефти представители сдающей и принимающей сторон проводят совместно в испытательной лаборатории, аккредитованной в установленном порядке Основные контролируемые показатели качества нефти Согласно действующим в Российской Федерации стандартам, процедура контроля качества нефти производится проведением ряда испытаний, по следующим показателям, согл. требований ГОСТ Р с изменен. 1.Приведение плотности нефти при 20 ºС к 15 ºС выполняют по таблицам ГОСТ Р 8.599, а также по таблицам МИ 2153 или по программам пересчета МИ Допускается определять плотность нефти спец.приборами. Название прибора анализатор плотности. Погрешность этих приборов не хуже погрешности при проведении анализа в стандартизованных лабораториях. Допускается определение показателей, составляющих балласт нефти, проводить анализаторами имеющими сертификат Федерального агентства по техническому регулирова- Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 49

50 нию и метрологии Госстандарта РФ в установленном порядке. Принимают нефть партиями. Партией принимают любое количество нефти которое сопровождается документом о качестве нефти по ГОСТ «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение». Для проверки нефти на соответствие требованиям ГОСТ Р производят приемосдаточные и периодические испытания. Приемосдаточные испытания проводят по следующим показателям: это плотность, кг/м3, массовая доля серы, %, массовая доля воды, %, массовая концентрация хлористых солей, мг/дм 3. При приеме нефти для транспортировки по системе магистрального транспорта проверяют давление насыщенных паров, кпа. Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные сдающей и принимающей сторонами, но не реже 1 раза в 10 дней по следующим показателям:

• массовая доля органических хлоридов, ppm;
• массовая доля механических примесей, %;
• давление насыщенных паров, кпа;
• массовая доля сероводорода, ppm;
• массовая доля метил- этилмеркаптанов в сумме, ppm. — выход фракций, % об.;
• массовая доля парафина, %; Данные «выход фракций» и «массовая доля парафина» производят при приеме нефти в систему магистрального нефтепровода.

Так же проводят при сдаче нефти на экспорт. Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех суточных объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ Давление насыщенных паров, выход фракций, содержание сероводорода и легких меркаптанов определяют по точечным пробам нефти. Остальные показатели качества нефти определяют по объединенной пробе нефти, отобранной Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 50

51 по ГОСТ Содержание свободного газа в нефти определяют не реже одного раза в месяц, а так же по требованию одной из сторон. Результаты периодических испытаний заносят в паспорт качества испытуемой партии нефти и в паспорта всех партий до очередных периодических испытаний. При несоответствии результатов периодических испытаний по любому показателю требованиям ГОСТ Р испытания переводят в категорию приемосдаточных для каждой партии до получения положительных результатов не менее чем в трех партиях подряд Определение плотности нефти ареометром Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по ГОСТ 3900 с учетом МИ 2153, или по ГОСТ Р с учетом систематической погрешности, определенной по МИ 2153, по объединенной пробе нефти, отобранной из резервуара в соответствии с ГОСТ Значения плотности приводят к температуре измерения объѐма нефти в резервуаре и к стандартным условиям в соответствии с МИ 2153 или МИ Средства измерений и вспомогательные устройства При выполнении измерений плотности применяют следующие средства измерений и технические средства: Ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ с пределом основной допускаемой погрешности 0,5 кг/м3; Цилиндры для ареометров стеклянные типа I по ГОСТ или цилиндры металлические соответствующих размеров, в том числе теплоизолированные, термостатируемые и вмонтированные в трубопровод; Термометры жидкостные стеклянные типа А по ГОСТ или термометры стеклянные для испытания нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400, цена деления 0,1 С; Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 51

52 Термостат для поддержания заданной температуры пробы с пределом допускаемой погрешности 0,1 С; Штативы для закрепления термометров в фиксированном положении в цилиндрах; Мешалки; Трубка резиновая диаметром 8 мм по ГОСТ 5496; Емкости для отбора и переноса пробы нефти; Бензин-растворитель по ГОСТ 443; Нефрас по ГОСТ 8505; Вода дистиллированная однократной перегонки по ГОСТ Допускается применять другие средства измерений и материалы, обеспечивающие измерения плотности в соответствии с требованиями настоящей рекомендации. Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытаний и пересчете показаний ареометра к температуре и давлению, при которых определен объем нефти. При контроле поточных ПП показания ареометра пересчитывают к температуре и давлению нефти в плотномере в момент отбора пробы для контроля. Пробу нефти отбирают по ГОСТ Объем пробы должен быть не менее двух литров. Перед заполнением измерительного цилиндра проба делится на две части. Повторяют измерение, используя вторую часть пробы. После измерений использованные средства измерений и оборудование моют и сушат на воздухе. Обработка результатов измерений Показания ареометра пересчитывают к условиям измерений объема по формуле Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 52

53 АР 1 AP 1 t t P, (1) где — значение плотности нефти по показаниям ареометра, пересчитанное к условиям измерения объема или плотности нефти, кг/м 3 ; АР — показание ареометра (с учетом поправки на мениск при использовании ареометров, градуированных по нижнему мениску), кг/м 3 ;

• коэффициент объемного расширения нефти 1/ С;
• tар — показание термометра при измерениях плотности ареометром, С;
• С;
• t — значение температуры нефти при измерениях объема (плотности) нефти, — коэффициент сжимаемости нефти, значения которого 2153, 1/МПа, Р — избыточное давление нефти при измерениях объема (плотности), МПа;
• Значения плотности нефти при 20 С находят из таблицы Б.1 МИ Значения плотности нефти при 15 С находят из таблицы Б.2 МИ 2153 Вычисляют среднее арифметическое значение результатов измерений плотности двух частей пробы нефти, пересчитанных по формуле (1), или найденных по приложению Б МИ Затем из среднего арифметического значения вычитают систематическую погрешность метода, которую определяют по формуле В.1 МИ За результат измерения плотности нефти принимают значение, вычисленное согласно предыдущего пункта. Запись и округление чисел проводят до четырех значащих цифр Определение фактического объема нефти в резервуаре. Общий объем нефти в резервуаре и объем подтоварной воды определяют по градуировочной таблице на конкретный резервуар. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 53

54 Фактический объем нефти в резервуаре(ми ) вычисляют по формуле V V (2 s ) ( t 20), (2) н 0 1 ст ст где V0 объем нефти в резервуаре по градуировочной таблице, м 3, определяемый по формуле V0 = Vж Vв, (3) Vж объѐм жидкости (нефть и подтоварная вода), определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 ºС по ГОСТ 8.570, м 3 ; Vв объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, составленной при температуре 20 ºС по ГОСТ 8.570, м 3 ; αст температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значение которого принимают равным 12, /С; αs температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня, значение которого при измерениях уровня рулеткой из нержавеющей стали αs принимают равным 12, /С. При измерениях уровня нефти рулеткой по высоте пустоты резервуара, а так же при измерениях уровня нефти уровнемерами принимают αs = 0; tст температура стенки резервуара, принимаемая равной температуре нефти в резервуаре Определение массы брутто нефти в мерах вместимости Массу брутто нефти, в тоннах, в мерах вместимости вычисляют по формуле Mбp = VH ρн 10-3 ; (4) Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 54

55 где ρн плотность нефти при температуре измерений объема в резервуаре, кг/м 3 ; VH фактический объем нефти в резервуаре, м 3. При откачке нефти из мер вместимости (резервуара) массу сданной нефти определяют как разность первоначальной массы и массы остатка. Массу сданной нефти МСД вычисляют по формуле МСД = МH1 МH2, (5) где МH1 масса нефти до начала откачки, т; МH2 масса остатка нефти, т. При закачке нефти в меры вместимости (в резервуары, танки наливных судов, железнодорожные цистерны) массу принятой нефти МПР вычисляют по формуле Мпр = МH2 МH1, (6) где МH1 масса нефти до начала закачки нефти в резервуар, т; МH2 масса нефти, определѐнная по окончании процесса закачки, т. Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых в соответствии с ГОСТ Определение массы нетто нефти в резервуаре Массу нетто нефти МН, т, вычисляют как разность массы брутто нефти М, т, и массы балласта m, т, по формуле WВ WМП WХС М Н М m М 1, (7) 100 где WВ массовая доля воды в нефти, %; Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 55

56 WМП массовая доля механических примесей в нефти, %; WХС массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле WХС хc 0,1, (8) v где хс концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм 3 ; v плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м 3. Если измеряют не массовую, а объѐмную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле в в W В, (9) v где в объемная доля воды в нефти, %; в плотность воды, кг/м 3 (принимают равной 1000 кг/м 3 ) Инвентаризация нефти в резервуарах Инвентаризацию проводятся с целью определения наличия и сопоставления фактического наличия нефти с бухгалтерским учетом. Инвентаризацию нефти проводят по состоянию на 24 часа м.с.к. последнего числа каждого месяца. Для проведения инвентаризации приказом по ОАО (ООО) МН и подразделению издают приказ постоянно действующие инвентаризационные комиссии из числа работников ОАО (ООО) МН при обязательном участии бухгалтера, возглавляемые руководителем ОАО (ООО) МН или его заместителем. Руководитель и главный бухгалтер ОАО (ООО) МН несут ответственность за правильное и своевременное проведение инвентаризации. Инвентаризацию проводят без прекращения перекачки по магистральным нефтепроводам. ОАО (ООО) МН имеют следующую документацию: Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 56

57 — на линейную часть магистральных нефтепроводов, технологические нефтепроводы и технологические резервуары (емкости утечек, дренажные емкости и т.п.) градуировочные таблицы, выполненные на основании расчетов вместимости, утвержденные главным инженером ОАО (ООО) МН, и другие нормативные документы;

• на меры вместимости (резервуары и др.) градуировочные таблицы, утвержденные в установленном порядке, и другие нормативные документы. Массу нефти при инвентаризации определяют:
• в резервуарах и других мерах вместимости;
• в линейной части магистральных нефтепроводов;
• в технологических резервуарах;

— в технологических трубопроводах. Определение массы нефти в мерах вместимости, линейной части магистральных нефтепроводов и технологических трубопроводах осуществляют в соответствии с разделом 7 рекомендаций Р «Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе МН». К моменту инвентаризации количество резервуаров, находящихся в режиме закачки-откачки: минимальное. Массу нефти в резервуарах при инвентаризации определяют в установленное время проведения инвентаризации: в отключенных и работающих резервуарах. При инвентаризации нефти резервуара, работающего в режиме закачки (откачки), массовую долю балласта рассчитывают из Документа о качестве, оформленного за текущую смену. Измеренный при инвентаризации фактический остаток нефти в резервуарах включает в себя:

• технологический остаток (в том числе минимально допустимый);
• временно вытесненную нефть;
• товарный остаток. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров 57

58 4. РАСЧЁТ ПОТЕРЬ НЕФТИ ПРИ ХРАНЕНИИ В РЕЗЕРВУАРАХ При выкачке нефтепродуктов из емкости в освобождающийся объем газового пространства всасывается атмосферный воздух. При этом начинается испарение нефтепродукта. В момент окончания выкачки парциальное давление паров в газовом пространстве обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. При последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется из емкости. По удельному весу потери от ‘больших дыханий’ составляют более 2/3 суммарных потерь от испарения. Таким образом, из самого определения потери от ‘больших дыханий’ зависят от частоты закачки-выкачки резервуаров, т.е. от коэффициента оборачиваемости k Если емкость оборудована дыхательным клапаном, то давление в газовом пространстве при этом повышается до давления, на которое этот клапан отрегулирован. Затем дыхательный клапан открывается и в атмосферу вытесняется некоторый объем паровоздушной смеси, соответствующий объему паров, которые образуются в процессе дополнительного насыщения газового пространства (обратный выход).

Аналогичное явление происходит после частичного заполнения очищенной и проветренной емкости, если в конце заполнения газовое пространство еще не вполне насыщено парами (дополнительный выдох).

Однако в этом случае дыхательный клапан после окончания наполнения емкости не закрывается, и сразу начинается ‘дополнительный выдох’ Таким образом, были получены простые формулы для определения суточного колебания температуры газового пространства резервуара: Δtг = tв f [f2 f3 + f7 f6 + f4 (f8 — f5)] (10) Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Расчетная часть Лит. 58 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

59 где f1 — f8 функции, определяемые по специальным графикам. Зная амплитуду колебания температуры в газовом пространстве резервуара Δtг, можно вычислить максимальную, минимальную и среднюю температуры. Как показывают наблюдения, амплитуда колебания температуры газа в резервуаре в летний период больше амплитуды колебания воздуха Δtв. Однако минимальная температура воздуха (tвmin).

Поэтому приближенно можно принять: tгmin = tвmin = tвcp — Δtв / 2 (11) tгmax = tвmin + Δtг = tвср — Δtв / 2 + Δtв (12) tгcp = (tгmax + tгmin) / 2 = tвcp + (Δtг — Δtв) / 2 (13) tв.сл.min = tвср 0,3 Δtг / 2 (14) tв.сл.max = tвср + 0,3 Δtг / 2 (15) Температура верхних слоев нефтепродукта tв.сл.ср может быть принята приблизительно равной средней температуре воздуха tв.ср. Поскольку испарение днем вызывает охлаждение поверхности нефтепродукта, а частичная конденсация паров ночью приводит к нагреванию поверхности нефтепродукта, то оба процесса стремятся к сохранению tв.сл = const. Из экспериментальных данных амплитуда колебания температуры верхних слоев нефтепродукта в среднем составляет Δtв.сл = (0,2 0,4) Δtг. Вышеприведенные рекомендации по определению температурного режима резервуаров применимы для ориентировочных расчетов по определению количества испаряющегося нефтепродукта в вертикальных стальных резервуарах. На основании уравнения состояния газов V1 Р1 (1 — C1) = G1 R T1 (16) где R -газовая постоянная воздуха Расчетная часть 59

60 G P1 1 V1 1 C1 (17) T R 1 1 Заменяя R универсальной газовой постоянной R’, получаем R = R’ / Mв (18) где Мв — молекулярный вес воздуха, Тогда G P1 М в C1 (19) T ‘ R 1 V1 1 1 В конце процесса вес воздуха (в газовом пространстве резервуара G2) можно определить аналогично предыдущему уравнению: G P1 М в C2 (20) T ‘ R 2 V2 1 2 Вес воздуха, ушедшего из резервуара вместе с паровоздушной смесью за время процесса через дыхательный клапан, G в P1 P2 М в G1 G2 V1 1 C1 V2 1 C2 T ‘ 1 T (21) 2 R Вместе с воздухом в паровоздушной смеси из резервуара уйдет некоторое количество паров нефтепродукта. Весовое количество нефтепродукта, ушедшего с паровоздушной смесью, определится из соотношения G G в б V в в (22) V б б где Vв, Vб — объемы воздуха и паров нефтепродукта в ушедшей из резервуара паровоздушной смеси; ρв и ρб — плотности воздуха и паров нефтепродукта в паровоздушной смеси. Расчетная часть 60

61 Объемы газов в смеси по закону Дальтона пропорциональны их объемным концентрациям Vв / Vб = (1 — С) / С (23) где С = (С1 + С2) / 2 — средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в смеси. Известно, что ρв = Мв / 22,4; ρб = Мб / 22,4 (24) Следовательно ρв / ρб = Мв / Мб (25) Подставляя найденные значения отношения объемов и молекулярных весов, получаем G G в б С 1 С М М в б (26) Откуда G б М М б в С 1 С G в (27) или G б P 1 1 C V 1 C P 2 б V T ‘ 1 T (28) 2 1 С R С М Уравнение (11) позволяет определить вес теряемых паров нефтепродукта в результате их испарения в резервуаре. Уравнение (28) удобнее всего выразить через допускаемые значения избыточного давления Р1 и вакуума Р2, а также через давление насыщенных паров, соответствующие температурам Т1 и Т2. Подставляем значения С1 = Рy1 / Р1, Расчетная часть 61

62 C2 = Рy2 / Р2 и С = Рy / Р в (5.89), получаем G б V1 V2 Pу М б Р1 Ру1 Р2 Ру2 T ‘ 1 T (29) 2 Р Ру R где Рy1 — давление насыщенных паров при температуре Т1; Рy2 — давление насыщенных паров при температуре Т2; Рy — среднеарифметическое значение давления насыщенных паров; Для удобства расчетов давление в газовом пространстве целесообразно выразить через допускаемое давление в дыхательном клапане: Р1 = Ра — Ркв; Р2 =PРа + Ркд; Р = (Р1 + Р2) / 2, где Ркв — вакуум, Ркд — избыточное давление. Тогда уравнение (5.90) может быть преобразовано в виде G б V1 V2 Pу М б Ра Ркв Ру1 Ра Ркв Ру2 T ‘ 1 T (30) 2 Р Ру R где Ра — абсолютное атмосферное давление. При практических расчетах давление насыщенных паров нефтепродуктов при различных температурах может быть найдено из графиков py = f(t).

Молекулярный вес бензиновых паров определяется эмпирической зависимостью Мб = ,3 tн.к + 0,001tн.к 2 (31) где Мб — молекулярный вес бензиновых паров в кг/моль, tн.к — температура начала кипения бензина в ос. Молекулярная масса смеси газов Мсм и плотность этих газов выражаются формулами Мсм = y1 M1 + y2 M yn Mn Расчетная часть 62

63 (32) ρсм = y1 ρ1 + y2 ρ yn ρn где y1, y2,…,yn — молекулярный состав, доли единицы; М1, М2,…,Мn — молекулярная масса компонента, кг/моль; ρ1, ρ2,…, ρn — плотность компонентов, кг/м3. Исследование уравнения (29) позволяет получить расчетные формулы в зависимости от характера ‘дыхания’ резервуара и выяснить условия, при которых потери от испарения могут быть ликвидированы частично или полностью. 4.1 Расчет потерь нефти от ‘малых дыханий’ в резервуаре РВС м 3 В процессе ‘малых дыханий’ часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым как бы уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, и увеличивается объем газового пространства резервуара. Но при практических расчетах можно пренебречь этим колебанием газового пространства и принять V1 = V2 = V. Тогда уравнение (29) для подсчета потерь от ‘малых дыханий’ в наземных резервуарах примет вид Gtм.д. = V*[(Ра-Ркв-Ру1)/Т1-(Ра+Ркд-Ру2)/Т2]*Ру/(Р-Ру)*Мб/R` (33) Определим потери нефти в июле от одного «малого дыхания» в РВС 20000м 3, установленного в Томской области и заполненного до нижнего нормативного уровня Ннн=0,810 м. Объем по строительному номиналу: Vстр=19486м 3. Объем по нормативному уровню нижнему: Vнн=1295м 3. Температура начала кипения нефти tнк = 46 0 С. Среднее атмосферное давление Ра = 105 Па. Среднемесячная температура воздуха в июне в Томской области tbср = 21,5 0 С. Среднемесячная минимальная температура tbmin = 13,2 0 С. Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара Δtг = С. Плотность нефти = 845 кг/ м 3. Решение Расчетная часть 63

64 Определяем температуру в газовом пространстве резервуара: а) среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха: t 2 в t ср в t min в tв = 2*(21,5-13,2) = 16,6 0 С в) минимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmin = tвmin = 13,2 0 С с) максимальная температура в газовом пространстве резервуара: tгmax = tгmin + Δtг = 13,2 + 32,8 = 46,0 0 С Определяем температуру верхних слоев нефти: tвсmin = tвср-0,3*tг/2 = 21,5-0,3*32,8/2 = 16,6 0 С tвсmax = tвср+0,3*tг/2 = 21,5+0,3*32,8/2 = 26,4 0 С Определяем объемную концентрацию паров нефти в газовом пространстве резервуара. Py1 = 0,018 МПА и Py2 = 0,028 МПа Среднеарифметическое давление насыщенных паров: Ру= (Py1+ Py2)/2 = (0,018+0,028)/2 = 0,023 МПа Определяем молекулярный вес бензиновых паров: Мб = ,3 tк + 0,001 tк2 = , , = 75,9 кг/(кмоль) Расчетное избыточное давление дыхательных клапанов КДС-3000: Ркд= 200 мм вод ст = 1961,3 Па Расчетный вакуум дыхательных клапанов КДС-3000: Расчетная часть 64

65 Ркв= 25 мм вод ст = 245,2 Па Среднее давление в газовом пространстве: Р = (Ра+Ркд+ Ра -Ркв)/2 = (2* ,3-245,2)/2 = ,05 Па Потери нефти за одно «малое дыхание»: Gtм.д. = V*[(Ра-Ркв-Ру1)/Т1-(Ра+Ркд-Ру2)/Т2]*Ру/(Р-Ру)*Мб/R` = = ( )* [( )/(273+13,2)-( )/(273+46,0)]* 23000/( )*75,9/8314 = 2639,546 кг где Т1 = tгmin + 273, Т2 = tгmax Расчет показал, что потери нефтепродукта от одного «малого дыхания» в резервуаре РВС-20000м 3 составляют 2640 кг. 4.2 Расчет потерь нефти от ‘больших дыханий’ в резервуаре РВС-20000м 3 Из самого определения ‘больших дыханий’ следует, что величина потерь должна быть пропорциональна объему закачанного в резервуар нефтепродукта. Для ‘атмосферных’ резервуаров примем Р1 = Р2 = Р. Поскольку ‘большие дыхания’ происходят за короткий промежуток времени, то Т1 = Т2 = Т, а следовательно, и С1 = С2 = С.Тогда уравнение (28) примет вид Р Т G М R б. д. Р М б М V1 V2 C (34) Т ‘ R Здесь V1 — V2 = Vб — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, а б ‘ б — плотность паров нефтепродукта. Если резервуар рассчитан на какое-то избыточное давление, то в начале процесса ‘большого дыхания’ часть паров сожмется и газовое пространство резервуара уменьшится до V’2.Сжатие газов будет происходить до тех пор, пока давление в газовом пространстве не станет больше Р2. Следовательно, потери от ‘больших Расчетная часть 65

66 дыханий’ начнутся с объема газового пространства V’2 < V1.Тогда из резервуара уйдет объем паровоздушной смеси равный Vб — ΔV, где Vб — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, а ΔV = V1 — V’2 — часть объема газового пространства резервуара, которая может быть заполнена нефтепродуктом без потерь от ‘больших дыханий’. Таким образом, для определения V’2 уравнение (30) надо приравнять нулю Тогда V2` = V1*(Ра-Ркв-Ру1)/ (Ра+Ркд-Ру2)* Т2/ Т1 Принимая Т1 = Т2 = Т и Py1 = Py2 = Py и заменяя P1 = Pа — Pк.в и P2 = Pа + Pк.д, получаем: V 1 2 V 1 Р Р 1 2 Р Р у у ΔV = V1 -V’2, V V 1 1 Р 1 Ру Р2 Ру V V 1 Р Р 2 2 Р 1 Р у Объем газов, выходящих из резервуара, Vг = Vб- ΔV Или V г V б у Р2 Р1 V1 (35) Р Р 2 Вес паров нефтепродукта, теряемых из резервуара при одном ‘большом дыхании’: G V V C Р Т М б б. д. б при ‘ б R и С = Рy / Р Расчетная часть 66

67 т.е. G б. д. Р2 Р Р 1 у М б Vб V1 (36) Р ‘ 2 Р у Т R Определим потери нефти от одного «большого дыхания» в РВС-20000м 3 при заполнении его от нижнего нормативного уровня Ннн=0,810м 3 до верхнего нормативного уровня Нвн=10,480м 3. Объем по строительному номиналу: Vстр=19486м 3, объем по нормативному уровню нижнему: Vнн=1295м 3, объем по нормативному уровню верхнему Vвн=17071м 3 Температура начала кипения нефти tнк = 46 0 С. Среднее атмосферное давление Ра = 105 Па. Среднемесячная температура воздуха в июне в Томской области tbср = 21,5 0 С. Среднемесячная минимальная температура tbmin = 13,2 0 С. Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара Δtг = С. Плотность нефти = 845 кг/ м 3. Решение Определяем давление насыщенных паров нефти при ее средней температуре tвccp = tвcp = 17,8 0 С, при t = 21,5 0 С Py = МПа Определим объем закачанной нефти: Vб = Vвн-Vнн = = м 3 ; Определим объем газового пространства перед заполнением резервуара: V1 = Vстр-Vнн = = м 3 ; P1 = Pа — Pк.в = = Па; Ркд= 200 мм вод ст = 1961,3 Па; P2 = Pа + Pк.д = = Па; Ркд= 200 мм вод ст = 1961,3 Па; Средняя температура в газовом пространстве резервуара: tгcp = (tгmax + tгmin) / 2 = tвcp + (Δtг Δtв) / 2 = 21,5 + (32,8 16,6) / 2 = 29,6 0 С; Расчетная часть 67

68 tв = 2*(21,5-13,2) = 16,6 0 С перепад температур в газовом пространстве Мб = ,3 tк + 0,001 tк2 = , , = 75,9 кг/(кмоль) Потери нефти за одно «большое дыхание»: G б. д. Р2 Р Р 1 у М б Vб V1 = Р ‘ 2 Р у Т R = [ *( )/( )]*21000/(273+29,6)*75,9/8314 = 9680,885м 3 Расчет показал, что потери нефти от одного «большого дыхания» в РВС м 3, составляет 9681кг Расчетная часть 68

69 5. ПОТЕРИ НЕФТИ При транспортировке нефти неизбежно возникают потери. Из общей суммы годовых потерь потери от испарения нефтепродуктов на нефтебазах и при транспортировке составляют примерно 4,5%. Большая часть этих потерь происходит при сливо-наливных операциях в резервуаре. Процесс испарения происходит при любой температуре вследствие теплового движения молекул нефти. С возрастанием температуры скорость испарения увеличивается. В герметичном резервуаре испарение происходит до тех пор, пока газовое пространство резервуара не будет заполнено насыщенными парами. Для насыщения замкнутого газового пространства резервуара парами нефтепродукта при различных температурах необходимо тем большее количество паров, чем выше температура поверхностного слоя нефтепродукта. Еще одним источником потерь нефти являются потери от погрешности баланса принимаемой и сдаваемой нефти, возникающие при недостоверности учета на приемо-сдаточных пунктах (ПСП) и НПС. Потери нефти подразделяются на 4 группы : Потери от естественной убыли испарение нефти при закачке, откачке и хранении в резервуарах; Потери, связанные с ремонтом МН; Потери в результате аварий; Потери в результате погрешности баланса, возникающие при недостоверности учета. 5.1 Определение источников потерь нефти Одним из основных средств улучшения экономических показателей производства является максимальное использование имеющихся ресурсов (например, сокращение потерь при приеме, транспортировке и на нефтебазах).

Разраб. Адушкин А.В. Руковод. Рудаченко А.В. Консульт. Зав. Каф. Рудаченко А.В. Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров Потери нефти Лит. 69 ТПУ гр.з-2т01 ов 102

70 В данной работе так же рассматривается процесс оперативно технологического обслуживания резервуаров и резервуарных парков с целью определить возможности сделать потери нефти минимальными. Потери нефти в резервуарном парке, выбор схемы перекачки нефти, функции по учету нефти на ПСП. Резервуарные парки сооружаются на головных НПС, промежуточных НПС с резервуарным парком (в начале технологических участков), в конечных пунктах (НПЗ), на перевалочных пунктах (морские терминалы, пункты налива в железнодорожные цистерны), на приемо — сдаточных пунктах. Предназначены резервуарные парки для выполнения следующих задач: Сбор нефти от производителей для последующей перекачки на головных НПС, ПСП, а также в местах врезки других нефтепроводов; Создание необходимого запаса нефти для обеспечения бесперебойной поставки ее потребителям и приема от грузоотправителей во время плановых и аварийных остановок нефтепровода или технологического участка; Компенсация разности расходов на смежных технологических участках, чем обеспечивается безкавитационная работа насосов и увеличивается надежность работы нефтепровода в целом; Хранение нефти грузоотправителей и собственной; Оперативный учет перекачиваемой нефти и коммерческий учет нефти, принимаемой от производителей и сдаваемой потребителям, по резервной схеме; Компаундирование (смешение) разной нефти с целью увеличения количества более качественной нефти; Доподготовка нефти не соответствующей требованиям ГОСТ Р путем отстоя и дренажа подтоварной воды; Вынос газовоздушных и водяных пробок из МН после ремонтных работ или в процессе очистки. Полезный объем резервуарных парков нефтепроводов определяется в соответствии с требованиями ВНТП Потери нефти 70

71 Планировка резервуарного парка, расстояния между стенками резервуаров, вместимость групп резервуаров и расстояния между группами должны соответствовать требованиям СНиП Правильная планировка резервуарного парка способствует удобству оперативно-технологического обслуживания, своевременному выявлению неисправностей и, следовательно, может предотвратить не только повышенные потери от испарения, но и возможные утечки в результате негерметичности оборудования. Немаловажное значение имеют донные отложения т.к. они препятствуют достоверному учету нефти, поэтому регулярный контроль их количества, размыв и удаление имеют важное значение в плане минимизации потерь нефти от погрешности баланса. Схемы перекачки нефти Нефтеперекачивающие станции (рис.15), оснащенные резервуарами, осуществляют перекачку нефти по нефтепроводам в зависимости от схемы подключения насосов и резервуаров: «через резервуары»; «с подключенными резервуарами»; «из насоса в насос»; При перекачке по схеме «через резервуары» нефть принимается поочередно в один или группу резервуаров нефтеперекачивающей станции, подача на следующую НПС осуществляется из другого резервуара или группы резервуаров. Схема перекачки «через резервуары» применяется для учета перекачиваемой нефти при последовательной перекачке, для сохранения качества продукта. При схеме перекачки «с подключенными резервуарами» резервуары служат компенсаторами неравномерности подачи нефти предыдущей НПС и откачки на последующую нефтеперекачивающую станцию. При перекачке по схеме «из насоса в насос» резервуары промежуточных нефтеперекачивающих станций отключаются. Они используются только для приема нефти из трубопровода во время аварии или ремонта линейной части нефтепровода. Потери нефти 71

72 РВС1 Схема перекачки нефти НПС1 НПС2 «Через резервуары» РВС2 НПС1 РВС НПС2 Схема перекачки «с подключенными резервуарами» НПС1 НПС2 Схема перекачки «Из насоса Рисунок 15. Схемы перекачки нефти С точки зрения снижения потерь от испарения нефти самой экономичной является схема перекачки «из насоса в насос», однако снижается надежность работы нефтепровода. Поэтому оптимальная схема «с подключенными резервуарами». ПСП осуществляет учет количества принимаемой, перекачиваемой, находящейся на хранении и сдаваемой нефти и контроль ее качественных показателей: 5.2 Мероприятия для снижения потерь нефти Для снижения потерь нефти (рис.16) в РВСПА и РВС можно применять как конструктивные методы, так и организационно-технические мероприятия. Конструктивные методы снижения потерь нефти: Сокращение объема газового пространства, которое достигается при установке понтона и позволяет снизить потери от испарения на 99%; Уменьшение амплитуды колебаний температуры газового пространства с помощью тепловой изоляции резервуаров, охлаждения резервуаров в летнее время, окраска резервуара светоотражающей краской; Улавливание паров нефтепродукта, уходящих из емкостей при помощи газоуравнительной системы; Установка дисков-отражателай на дыхательных клапанах. Потери нефти 72

73 Правильная организация эксплуатации резервуаров это одно из важнейших средств уменьшения потерь нефти и нефтепродуктов. Наиболее эффективными являются следующие организационные мероприятия: Для РВСПА: Наибольшая эффективность применения понтонов наблюдается при эксплуатации резервуаров большой вместимости с пониженными уровнями взлива нефти; Температура нефти на эффективность применения понтонов существенного влияния не оказывает; В значительной степени эффективность применения понтонов определяется качеством уплотнения зазора между затвором и стенкой резервуара. Чем качественнее уплотняющий затвор, тем меньше потери нефти от испарения; Определяющее влияние на сокращение оказывают номинальный объем, коэффициент оборачиваемости и уровень заполнения резервуаров. Для РВС: Для уменьшения потерь от малых дыханий в атмосферных резервуарах необходимо легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства. По той же причине рекомендуется по возможности сконцентрировать остатки легкоиспаряющихся нефтепродуктов в одном резервуаре; Для сокращения потерь от «больших дыханий» необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки из резервуара в резервуар; Чем меньше промежуток времени между выкачкой и закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий».это объясняется тем, что при выкачке в резервуар через вакуумную камеру дыхательного клапана будет поступать чистый воздух и при малом интервале времени он не успеет насытиться парами нефтепродукта. Следовательно, при закачке Потери нефти 73

74 нефтепродукта в атмосферу будет уходить паровоздушная смесь с меньшей концентрацией. С этой же целью желательно заполнять резервуар в ночное время, откачивать целесообразнее днем; Организация работы резервуарного парка по схеме «с подключенными резервуарами; Известно, что потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны площади испарения. Но так как с увеличением объема резервуара отношение площади поперечного сечения к объему падает для типовых «атмосферных» резервуаров, то отсюда следует, что легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема; Важное значение имеет техническое состояние резервуара и дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и дыхательных клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства; Правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств измерений высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями. Сокращение объема газового пространства (установка понтона) Уменьшение амплитуды колебаний температуры газового пространства ПУТИ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ Хранение под избыточным давлением Улавливание паров нефтепродукта (газоуравнительная система) Организационнотехнические мероприятия Рисунок 16. Схема путей снижения потерь нефти Потери нефти 74