Проектирование и эксплуатация нефти и газа хранилищ и автозаправочных станций

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: «Расчет потерь нефти от испарения при хранении в РВС»

по дисциплине: «Проектирование и эксплуатация нефти и газа хранилищ и автозаправочных станций»

Выполнил: ст. гр. БМТ1-18-04 Е.М. Мозговая

Проверил доцент : Р.Р. Фарухшина



Содержание

нефтебаза перекачивающий испарение хранение

Введение

1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций

1.1 Общие сведения

1.2 Типы резервуаров и их конструкции

1.3 Оборудование резервуаров

1.4 Техническое обслуживание резервуаров

1.5 Техническая документация на резервуары

2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС

3. Расчет потерь нефти от испарения при хранении в РВС

3.1 Расчет потерь нефти от «малых дыханий»

3.2 Расчет потерь нефти от «больших дыханий» на примере РВС-10000

4. Мероприятия по сокращению потерь нефти от испарения

5. Выбор мероприятия для сокращения потерь

Список использованных источников

Приложение

Введение

На объектах транспорта, хранения нефти и нефтепродуктов, в процессе технологических операций, возникает необходимость в применении резервуарных парков, являющиеся технологическим объектом нефтеперекачивающих станций.

Если на головных перекачивающих станциях резервуарные парки предназначаются для создания определенного резерва нефти и нефтепродуктов, то на промежуточных станциях они являются буферными емкостями и предназначаются для компенсации неравномерности подачи двух соседних перекачивающих станций.

При кратковременных плановых или аварийных остановках одной из промежуточной станций транспортируемая жидкость поступают в резервуарный парк этой станции, а следующая станция продолжает работать за счет нефти и нефтепродукта, имеющегося в ее резервуарномпарке.

Транспортировка нефти на нефтеперерабатывающие заводы и полученных продуктов к потребителю связана со значительными их потерями. Потери от смешения и утечек при трубопроводном транспорте, из резервуаров, от неполного слива железнодорожных и автомобильных цистерн, обводнения, зачистки, а также вследствие аварий, разливов, разбрызгивания и испарения наносят огромный ущерб экономике страны, приводят к затратам общественного труда и снижению эффективности производства. Кроме того, потери нефти и нефтепродуктов при авариях, разливах и утечках загрязняют почву, грунтовые воды и водоёмы. Многократные перевалки нефтепродуктов и хранение нефти и нефтепродуктов в резервуарах ведут к потерям от испарения. В атмосферу уходят миллионы тонн углеводородов. Испаряются главным образом лёгкие фракции. При этом уменьшается сырьё для нефтехимического синтеза, ухудшается качество нефтепродукта.

Углеводороды загрязняют атмосферу, пагубно действуют на здоровье обслуживающего персонала и жителей, особенно детей, близлежащих жилых массивов.

На базах долговременного хранения к потере сортности приводит окисление нефтепродуктов вследствие несвоевременной его реализации.

Таким образом, потери нефти и нефтепродуктов обусловливаются как специфическими их свойствами, так и условиями перекачкихранения, приёма, отпуска, техническим состоянием средств транспорта и хранения, а также внимательностью и добросовестностью обслуживающего персонала. Потери нефти и нефтепродуктов в окружающую среду приняли глобальный характер и без постоянного соблюдения действенных мер по борьбе с ними они будут возрастать пропорционально росту добычи нефти и потреблению нефтепродуктов.

По статистике потери нефти и нефтепродуктов при транспортировке значительно превышают потери при их хранении. Безусловно, распределение потерь зависит от характеристики продукта, вида объекта (нефтебаза, магистральный трубопровод) и характера перевалки нефти и нефтепродуктов. Поэтому одной из основных является проблема разработки и внедрения средств, сокращающих потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении [1].

1. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций

1.1 Общие сведения

На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют стальные и железобетонные резервуары различных конструкций. Резервуары должны отвечать ряду требований. Они должны быть герметичными для хранящихся нефтепродуктов и их паров, простой формы, долговечными, дешевыми. Эти требования в зависимости от назначения нефтебазы и физико-химических свойств и условий перекачки нефтепродуктов удовлетворяются в различной степени и разными способами.

Резервуары сооружают наземными, полуподземными и подземными. Наземным называется резервуар, у которого днище находится на уровне или выше планировочной отметки прилегающей территории (в пределах 3м от стенки резервуара) или заглублено менее чем на половину высоты резервуара. Полуподземным называется резервуар, днище которого заглублено не менее чем на половину его высоты, а наивысший уровень нефтепродукта находится не выше 2м над поверхностью прилегающей территории. Подземным называется резервуар, в котором наивысший уровень нефтепродукта находится не менее, чем на 0,2м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей территории.

Форма резервуаров может быть самой разнообразной. Сооружаются резервуары прямоугольные, цилиндрические, конические, сферические, каплевидные и т.д. Выбор формы резервуара зависит от его назначения, свойств хранимого нефтепродукта и требований, предъявляемых к условиям хранения.

Объем отдельных резервуаров колеблется в широких пределах и определяется технико-экономическими соображениями. В настоящее время эксплуатируются резервуары объемом более100000м³.

Вокруг наземных и полуподземных резервуаров для предупреждения разлива нефтепродуктов при авариях или пожаре сооружается с учетом рельефа местности сплошной земляной вал дли сплошная стена из несгораемого материала высотой не менее 1м. Эти сооружения называются обвалованием. Объем пространства внутри обвалования (свободный от резервуаров) должен быть не менее половины объема группы резервуаров, расположенных внутри обвалования, но не менее объема одного резервуара. Зеркало разлившегося нефтепродукта должно быть на 0,2м ниже верхнего края обвалования. Из этих условий определяются высота л линейные размеры обвалования. Наземные и полуподземные резервуары для однородных нефтепродуктов можно размещать группой в одном обваловании. Объем группы в одном обваловании не должен превышать 20000м³. Объем группы подземных резервуаров не ограничивается, однако поверхность зеркала нефтепродукта в каждом резервуаре не должна превышать 7000м, а общая площадь зеркала группы подземных резервуаров не должна превышать 14000м².

Расстояние между стенками наземных цилиндрических резервуаров вертикальных и горизонтальных в пределах одной группы принимается для резервуаров с плавающими крышами - 0,5 диаметра, но не более 20м; для резервуаров с понтонами- 0,65 диаметра, но не более 30м; для резервуаров со стационарными крышами- 0,75 диаметра, но не более 30м при хранении легковоспламеняющихся жидкостей и 0,5 диаметра, но не более 20м при хранении горючих жидкостей.

Резервуары объемом до 200м³ включительно для нефти и нефтепродуктов допускается располагать на одном фундаменте в блоках общим объемом до 4000м³, при этом расстояние между стенками резервуаров в блоке не нормируется, а расстояние между ближайшими резервуарами соседних блоков объемом 4000м³ следует принимать 15м. Резервуары, расположенные в блоке, должны быть ограждены сплошным земляным валом или стенкой высотой 0,8м, как при вертикальных резервуарах.

Между резервуарами разных конструкций и размеров следует принимать наибольшее расстояние из указанных выше.

Расстояние между стенками подземных резервуаров одной группы должно быть не менее 1м. Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах,-не менее 40м и для подземных- 15м.

По границам резервуарных парков и между отдельными группами резервуаров оставляют пожарные проезды шириной не менее 3,5м [2].

1.2 Типы резервуаров и их конструкции

Наибольшее распространение в условиях нефтебаз и перекачивающих станций получили вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плоскими, коническими и сферическими крышами и днищами. Применение той или иной конструкции днища и крыши резервуара диктуется свойствами хранимых нефтепродуктов и климатическими условиями. Большинство резервуаров, находящихся в эксплуатации, имеют плоское днище и коническую, плоскую, сферическую и щитовую крышу (типовые резервуары). Резервуары изготовляют на заводе, а в условиях нефтебазы или перекачивающей станции производят их монтаж на подготовленном фундаменте. Эти резервуары рассчитаны на внутреннее избыточное давление в газовом пространстве (над зеркалом нефтепродукта) до 1960Па и вакуум до 196Па. Такие резервуары сооружают объемом от 100 до 100 000м³.

Корпуса и днища резервуаров изготовляют из стальных листов размером 1,5Х6м, толщиной 4-25мм. Для покрытий резервуаров применяют стальные листы толщиной 2,5-3мм, размером 1,25X2,5м. При изготовлении корпуса резервуара листы располагают длинной стороной горизонтально. Один ряд сваренных листов по окружности резервуара называется поясом. Пояса резервуара по отношению друг к другу могут располагаться ступенчато, телескопически и встык (рис. 1.2.1). Вертикальные швы каждого пояса смещают относительно друг друга не менее чем на 500мм.

а - ступенчатое; б - телескопическое; в-встык

Рис. 1.2.1 Схема расположения поясов резервуара

Рис. 1.2.2 Схема фундамента под вертикальный цилиндрический резервуар

Днище резервуаров изготовляют из стальных листов указанных выше размеров толщиной 4-8мм. Резервуар устанавливают на специально подготовленный фундамент, который состоит (рис. 1.2.2) из подсыпки 7, насыпаемой из местных грунтов, не содержащих растительных остатков, и песчаной «подушки» 2 толщиной 15-20см. Для предотвращения коррозии днища его укладывают на изолирующий слой, представляющий собой смесь песка с мазутом. Насыпные основания имеют вокруг резервуара бровку шириной 0,7м. Откос основания выполняется с уклоном 1: 1,5.

На распределительных нефтебазах широко применяют горизонтальные цилиндрические резервуары с плоскими, коническими и сферическими днищами. Объем таких резервуаров от 3 до 300м³. В большинстве случаев на нефтебазах эти резервуары рассчитывают на избыточное давление, не превышающее 0,07МПа. Устанавливают их на земно или подземно. В целях сокращения площади, занятой резервуарами, их можно устанавливать группами объемом не более 300м³.

На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют и неметаллические резервуары самых разнообразных форм и конструкций. Их сооружают железобетонными, бетонными, кирпичными, земляными и из синтетических материалов. Из неметаллических на нефтебазах больше всего железобетонных резервуаров, обладающих рядом преимуществ по сравнению с металлическими: долговечностью, меньшим расходом металла на1 м³ объема, меньшими потерями от испарения и повышенной пожарной безопасностью. Железобетонные резервуары в основном сооружают подземными или полуподземными. Форма их в плане бывает прямоугольная и круглая. Преимущественно сооружают цилиндрические железобетонные резервуары высотой от 4 до 10м и объемом до 50000м³ [2].

1.3 Оборудование резервуаров

Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них (рис. 1.3.1).

Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта. Лестницы строят прислонными, спиральными (по стенке резервуара) и шахтными. Лестницы должны иметь перила высотой не менее1 м; ширина лестниц не менее 0,7м, шаг ступеней не более 0,25 м; наклон к горизонту марша не более60°.

У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, обнесенная перилами высотой 1м в обе стороны от лестницы не менее чем на 1,5м. На этой площадке устанавливают замерный люк, замерные приспособления и дыхательную арматуру.

Приемораздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются на нижнем поясе в количестве от одного до четырех (при большом расходе закачки и выкачки продукта- 3000м³/ч и более). Диаметры приемораздаточных патрубков принимаются от 150 до 700мм.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Крышка замерного люка закрывается герметично с помощью прокладки и нажимного откидного болта. Для обозначения постоянного места замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка обычно изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

1 - люк световой; 2 - вентиляционный патрубок; 3-предохранитель огневой; 4 - клапан дыхательный; 5-люк замерный; 6 - прибор для замера уровня; 7 - люк-лаз; 8- края сифонный; 9 - хлопушка; 10 -приемо-раздаточный патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - управление хлопушкой; 13 -клапан предохранительный

Рис. 1.3.1 Оборудование резервуара для светлых нефтепродуктов

1 - стопор хлопушки; 2 - втулка сальника; 3 - сальниковая набивка; 4 - корпус сальника; 5 - вал подъемника; 6 - барабан; 7 - трос подъемника; 8 - запасной трос к крышке светового люка; 9 - хлопушка; 10 - перепускная линия; 11 - штурвал

Рис. 1.3.2 Хлопушка

Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначается для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ.

Световой люк вертикальных резервуаров устанавливается на крыше резервуара над приемораздаточными патрубками.

При открытой крышке через него проникает внутрь резервуара свет ипроизводится проветривание резервуара перед зачисткой. К световому люку прикрепляется запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса.

Хлопушка (рис. 1.3.2) предохраняет нефтепродукт от утечки из резервуаров при повреждениях приемораздаточных трубопроводов и их задвижек. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием силы тяжести опускается на свое место, закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счет гидростатического давления жидкости на крышку. При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом. При дистанционном управлении перекачкой нефтепродуктов на резервуарах устанавливают электроприводные механизмы для открывания хлопушки. Хлопушки большого диаметра при заполненном резервуаре открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления до и после хлопушки.

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой.

1 - клапан вакуума; 2 - клапан давления; 3 - крышка; 4 - прокладка; 5 - сетка; 6 - обойма сетки

Рис. 1.3.3 Дыхательный (механический) клапан

Дыхательный клапан (рис. 1.3.3) представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой размещены два клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления в газовом пространстве и обеспечивает возможность выхода газов в атмосферу, клапан 1 открывается при разрежении и дает возможность воздуху войти в резервуар.

В настоящее время на вертикальных стальных и железобетонных резервуарах устанавливают новые дыхательные клапаны типа НДКМ, рассчитанные на повышенную пропускную способность и исключающие возможность примерзания тарелок к седлам в осенне-зимний период

Рис. 1.3.4 Дыхательный клапан типа НДКМэксплуатации

Клапан типа НДКМ (рис. 1.3.4) состоит из соединительного патрубка 1 с седлом 2, тарелки 3 с мембраной 4, зажатой между фланцами нижнего корпуса 5 и верхнего корпуса 6, верхней мембраны 8 с дисками 9 и регулировочными грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой имеются отверстия для сообщения камер под крышкой с атмосферой при помощи трубки 12. Диски 9 и тарелка 3 соединены цепочками 14. Межмембранная камера сообщается через импульсную трубку 15 с газовым пространством резервуара. В нижнем корпусе размещен кольцевой огневой предохранитель 16. Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк 7. Амортизирующая пружина 13 предназначена для устранения колебаний затвора. Мембрану изготовляют из бензостойкой прорезиненной ткани. Непримерзаемость тарелки к седлу обеспечивается покрытием соприкасающихся поверхностей фторопластовой пленкой. Клапан рассчитан на давление 2000 Па и вакуум 400 Па (в железобетонных резервуарах допускается вакуум 1000 Па).

Рис. 1.3.5 Схемы работы предохранительного клапана

Работа клапана происходит следующим образом. Если в резервуаре образуется вакуум, то и в межмембранной камере будет вакуум. Когда разность усилий, действующих с двух сторон на мембрану, превысит вес тарелки, она поднимается и в газовое пространство резервуара поступает атмосферный воздух. Если в резервуаре создается избыточное давление, превышающее расчетное, то оно передается в межмембранную камеру, преодолевает суммарный вес тарелки 5, дисков 9 и грузов 10, при помощи цепочки 14 приподнимает тарелку. Паровоздушная смесь выходит в атмосферу.

Гидравлические предохранительное клапаны предназначены для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара в случае отказа в работе дыхательного клапана, а также если сечение дыхательного клапана окажется недостаточным для быстрого пропуска газа или воздуха. На рис. 1.3.5 представлена схема работы гидравлического предохранительного клапана. Клапан заливают низкозамерзающей и слабоиспаряющейся маловязкой жидкостью - дизельным топливом, соляровым маслом, водным раствором глицерина, этиленгликолем или другими жидкостями, образующими гидравлический затвор.

Рис. 1.3.6 Предохранительный (гидравлический) клапан типа КПГ

В комплексе с дыхательными клапанами НДКМ устанавливают предохранительные гидравлические клапаны типа КПГ, работа которых основана на принципе выброса жидкости гидравлического затвора (рис. 1.3.6). Клапан состоит из корпуса 8 с соединительными фланцами, чашки 7 для размещения жидкости гидравлического затвора, экрана 5, предотвращающего выброс жидкости при работе клапана, верхнего корпуса 6 о патрубком для создания столба жидкости гидравлического затвора, огневого предохранителя 4, крышки 3 для защиты от атмосферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости. Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутреннюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяют по зеркалу жидкости в чашке с помощью шпилек 1. Работа клапана осуществляется следующим образом. При повышении давления в резервуаре и в полости а жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допустимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь от которого, скапливается в кольцевой полости б. При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость в. Площадь кольцевого зазора а между патрубком и перегородкой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки.



1 - защитный чехол; 2 - сальниковое уплотнение; 3 - патрубок; 4 - защитная диафрагма; 5 - поворотная рукоятка; 6 - пробковый кран

Рис. 1.3.7 Сифонный кран

Огневые предохранители устанавливают между резервуаром и дыхательным или предохранительным клапаном. Они предотвращают проникновение пламени или искры в газовое пространство резервуара. Огневой предохранитель состоит из литого корпуса с фланцами, внутри которого помещается кассета из нержавеющего металла (фольги), образующая каналы малого диаметра.

Принцип действия огневого предохранителя заключается в том, что пламя, попадая в систему каналов малого сечения, дробится на отдельные мелкие потоки. Поверхность соприкосновения пламени с предохранителем увеличивается, возрастает теплоотдача стенкам каналов, и пламя гаснет.

Для спуска из резервуара подтоварной воды применяется сифонный кран, представляющий собой трубу (рис. 1.3.7), пропущенную через сальник внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение - изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефтепродукта вода, выпавшая из него и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведения в нерабочее положение трубу поворачивают горизонтально или вертикально вверх. Вода из трубы удаляется выпуском части нефтепродукта. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищен специальным кожухом.

Для замера уровня и отбора проб нефтепродуктов резервуары в настоящее время оснащают поплавковыми дистанционными уровнемерами УДУ-5 и сниженными пробоотборниками ПСР. Поплавок уровнемера УДУ-5 перемещается вверх и вниз вместе с уровнем продукта в резервуаре. Лента, к концу которой прикреплен поплавок, выведена наружу, на стенку резервуара; второй ее конец намотан на барабан, размещенный в камере, закрепленной на стенке резервуара на высоте около 1,5м от основания резервуара. Оператор через окошко камеры может считывать по ленте показания уровня продукта в резервуаре. Эти показания с помощью устройств телеизмерения можно передавать на расстояние.

1 - вертикальный патрубок;2 - подъёмная труба

Рис. 1.3.8 Оборудование резервуара для темных нефтепродуктов и масел

Сниженный пробоотборник позволяет отбирать среднюю по высоте пробу продукта, находящегося в резервуаре.

При хранении нефтепродуктов III и IV классов на отпускных трубопроводах внутри резервуара устанавливают подъемные трубы, позволяющие забирать нефтепродукт из верхних слоев резервуара, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, так как грязь и вода, оседая под действием силы тяжести, собираются в нижних слоях (рис. 1.3.8). Подъемные трубы поворачиваются на шарнирах. Если поднять лебедкой конец трубы выше уровня нефтепродукта, предотвращаются утечки из резервуара при повреждении отпускных трубопроводов или их задвижек, т. е. подъемная труба выполняет роль хлопушки.

Горящий в резервуаре нефтепродукт можно погасить с помощью пены, которая изолирует поверхность нефтепродукта от кислорода воздуха. Пена вводится в резервуар через пенокамеры, монтируемые в верхнем поясе резервуара (рис. 1.3.9). Подаваемая под давлением по трубам 1 из пенореактивных установок пена разрывает мембрану 2 из промасленного картона или листового свинца, установленную в камере 3 для предупреждения утечки бензиновых паров, поступает на поверхность нефтепродукта и прекращает горение. Число пенокамер, устанавливаемых на резервуаре, зависит от его диаметра; на каждые 8 -10 м длины окружности резервуара ставится по одной пенокамере. В последние годы резервуары оборудуют камерами для воздушно-механической пены, отличающимися от приведенной на рис. 1.3.9.

В верхней точке кровли резервуаров (рис. 1.3.10), предназначенных для хранения темных нефтепродуктов и масел, устанавливается вентиляционный патрубок (см. рис. 1.3.10) для сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. Поперечное сечение патрубка затянуто сеткой с размером ячейки 0,5 -0,7 мм. Сверху патрубок закрыт съемным колпаком. Диаметр вентиляционного патрубка 150-250 мм.



1 - пенопроводы; 2 - мембрана; 3 - корпус камеры; 4 - крышка корпуса; 5 - пенослив; 6 - направляющий козырёк; 7 - верхний пояс резервуара

Рис. 1.3.9 Пенокамера



1 - опорный фланец; 2 - труба; 3 - лапа; 4, 10 - болты; 5 - сетка; 6 - крышка трубы; 7 - крышка колпака; 8 - обечайка колпака; 9 - хомуты

Рис. 1.3.10 Вентиляционный патрубок [2]

1.4 Техническое обслуживание резервуаров

Техническое обследование резервуаров выполняется Отделом технического надзора согласно «Графика технического обследования резервуаров», утвержденного главным инженером. Частичное техническое обследование выполняется не реже одного раза в пять лет, полное техническое обследование - один раз в десять лет.

Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическим осмотрам согласно «Календарного графика» утвержденного главным инженером НГДУ. Результаты осмотра и обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

Заосадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение согласно «План-графика выполнения нивелирования резервуаров» утвержденного главным инженером НГДУ.

В первые четыре года эксплуатации резервуаров необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование.

Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия долженбыть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и принимающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

Каждый резервуар должен периодически подвергаться текущему, среднему и капитальному ремонтам:

ѕ текущий не реже одного раза в шесть месяцев;

ѕ средний не реже одного раза в два года;

ѕ капитальный ремонт должен проводиться по мере необходимости на основании результатов проверок технического состояния, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнений [2].

1.5 Техническая документация на резервуары

Комплект технической документации должен включать:

ѕ документацию на изготовление и монтаж резервуара;

ѕ эксплуатационную документацию;

ѕ ремонтную документацию.

ѕ На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть технический паспорт резервуара в соответствии со СНиП 2.11.03-93:

ѕ градуировочная таблица резервуара;

ѕ технологическая карта резервуара;

ѕ журнал текущего обслуживания;

ѕ журнал эксплуатации молниезащиты, защитыот проявлений статического электричества;

ѕ схема нивелирования основания;

ѕ схема молниезащиты и защиты резервуараот проявлений статического электричества;

ѕ распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

ѕ технологические карты на замену оборудования резервуаров;

ѕ акты.

Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.

Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара.

Указания по текущему обслуживанию резервуаров:

ѕ в процессе текущего обслуживания резервуара иегооборудования необходимо проверять герметичность разъемных соединений (фланцевых, резьбовых, сальниковых), а также мест примыкания арматуры к корпусу резервуара. При обнаружении течи следует подтянуть болтовые соединения, исправить сальниковые уплотнения и заменить прокладки;

ѕ при осмотре каждого вида резервуарного оборудования необходимо:

ѕ следить за исправным состоянием замерного люка, его шарнира и прокладочных колец, исправностью резьбы барашка, направляющей планки, плотностью прилегания крыши;

ѕ обеспечить в дыхательном (механическом) клапане, рассчитанном на давление до 2кПа, плавное движение тарелок клапанов и плотную посадку их в гнезда; не допускать примерзания тарелок клапанов к гнездам; в зимнее время поддерживать в чистоте сетки клапанов и освобождать их от инея и льда; в клапане НДКМ не допускать разрыва внутренней поверхности, негерметичности фланцев, смотрового люка клапанов, обрыва цепочки, зарастания импульсной трубки инеем, льдом, засорение пылью, разрыва мембраны, неисправности пружины амортизатора;

ѕ следить за исправностью дыхательного клапана, рассчитанного на давление 0,07 МПа, в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

ѕ в процессе эксплуатации дыхательные клапаны должны периодически осматриваться и регулироваться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя, при этом следует проверять целостность фторопластового покрытия; мембран, тарелок, а в зимнее время очищать внутренние поверхности от льда и инея;

ѕ в предохранительном (гидравлическом) клапане проверять качество и проектный уровень масла, поддерживать горизонтальность колпака, содержать в чистоте сетчатую перегородку. В клапанах КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с промывкой в теплом масле. В мембранных клапанах следить за состоянием мембраны, чистотой соединений, каналов, уровней рабочей жидкости в блок-манометре;

ѕ следить за горизонтальностью положения диска-отражателя,прочностью его подвески;

ѕ в огневом предохранителе обеспечивать герметичное прилегание кассеты к прокладке в корпусе, чистоту пакетов с гофрированными пластинами, засорение их пылью, инеем;

ѕ следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменить новыми;

ѕ в пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов; следить за плотностью соединения пенокамеры с резервуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара; в пеногенераторах ГПС-2000, ГПС-600, ГПС-200 необходимо следить за правильностью положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), деталей, за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки (в случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене);

ѕ проводить контрольную проверку правильности показаний приборов измерения уровня и других средств измерения в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

ѕ в пробоотборнике стационарного типа проверять исправность ручного насоса и клапанов воздушной и гидравлической систем; следить, нет ли на наружной части узла слива пробы следов коррозии, грязи и т.п.; следить за плотным закрытием крышки пробоотборника;

ѕ в приемо-раздаточных патрубках проверять правильность действия хлопушки или подъемной (шарнирной) грубы (подъем должен быть легким и плавным); следить за исправным состояниемтроса и креплением его к лебедке; следить за герметичностью сварных швов приварки укрепляющего кольца и фланца, патрубков, а также плотностью фланцевых соединений;

ѕ проверять исправность работы хлопушки с управлением в приемо-раздаточном патрубке путем ее открытия и закрытия; управление хлопушкой должно осуществляться легко без заеданий;

ѕ на резервуарных задвижках в зимнее время проверять состояние надежного утепления и в необходимых случаях во избежание их заморожения спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду; выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников;

ѕ в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана (поворот крана должен быть плавным, без заеданий); следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт кожухом на запоре;

ѕ следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированнах участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать допускаемых величин;

ѕ следить за состоянием сварных швов, заклепочных соединений резервуара (нет ли отпотеваний, течи, трещин в швах, в основном металле вблизи заклепок и сварных швов);

ѕ следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных соединений);

ѕ следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин); должен быть отвод ливневых вод по лотку, по канализационной сети резервуарного парка; следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений кладки стен в местах входа и выхода труб, хлопушки, в тросе хлопушки, не переполнены ли трубы, не завалены ли грунтов или снегом); следить за состоянием крышек колодцев [2].

2. Классификация потерь нефти от испарения при хранении в РВС

Потери нефти и нефтепродуктов наносят большой вред всему народному хозяйству, поэтому борьба с потерями - чрезвычайно важная и актуальная задача. Для борьбы с потерями необходимо знать причины, вызывающие потери нефти и нефтепродуктов.

Потери происходят от утечек, испарения, смешения различных сортов нефтепродуктов и нефтей.

По данным исследований в системе транспорта и хранения примерно 75% потерь нефти и нефтепродуктов происходит от испарения.

Потери от испарения. В резервуаре, имеющем некоторое количество продукта, газовое пространство заполнено паровоздушной смесью. Количество нефтепродукта в этой паровоздушной смеси:

, (2.1)

где с - объемная концентрация паров нефтепродукта в паровоздушной смеси;

р - плотность паров продукта;

V - объем газового пространства.

Всякое выталкивание паровоздушной смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта, испарившегося в газовое пространство - это и есть потери от испарения. Они происходят по следующим причинам.

1. От вентиляции газового пространства. Если в крыше резервуара имеются в двух местах отверстия, расположенные на расстоянии Н по вертикали, то более тяжелые бензиновые пары будут выходить через нижнее отверстие, а соответствующее количество атмосферного воздуха входить в газовое пространство резервуара через верхнее отверстие; установится естественная циркуляция воздуха и бензиновых паров в резервуаре, образуется так называемый газовый сифон. Объемная потеря газа в единицу времени работы «газового сифона» определяется по уравнению:

, (2.2)

где у - коэффициент расхода отверстия;

F - площадь отверстия;

р - давление, под которым происходит истечение, оно равно разности весов столбов высотой Н паровоздушной смеси плотностью р_с и воздуха плотностью р_в, т.е.:

. (2.3)

Потери от вентиляции могут происходить через открытые люки резервуаров, цистерн путем простого выдувания бензиновых паров ветром, вследствие чего их необходимо тщательно герметизировать.

2. Потери от «больших дыханий»- от вытеснения паров нефтепродуктов из газового пространства емкостей закачиваемым нефтепродуктом. Нефтепродукт, поступая в герметизированный резервуар, сжимает паровоздушную смесь до давления, на которое установлена арматура. Как только давление станет равным расчетному давлению дыхательного клапана, из резервуара будут выходить пары нефтепродукта, начнется «большое дыхание» («выдох»). Чем больше давление, на которое отрегулирован дыхательный клапан, тем позднее начнется «большое дыхание».

При откачке нефтепродукта из резервуара происходит обратное явление: как только вакуум в резервуаре станет равен вакууму, на который установлен дыхательный клапан, в газовое пространство начнет входить атмосферный воздух - произойдет «вдох» резервуара.

3. Потери от «обратного выдоха». Вошедший в резервуар воздух начнет насыщаться парами нефтепродукта; количество газов в резервуаре будет увеличиваться; вследствие этого по окончании «вдоха», спустя некоторое время из резервуара может произойти «обратный выдох»- выход насыщающейся газовой смеси.

4. Потери от насыщения газового пространства. Если в пустой резервуар, содержащий только воздух, залить небольшое количество нефтепродукта, последний начнет испаряться и насыщать газовое пространство. Паровоздущная смесь будет увеличиваться в объеме, и часть ее может уйти из резервуара - произойдут потери от насыщения.

5. Потери от «малых дыханий» происходят в результате следующих причин:

а) из-за повышения температуры газового пространства в дневное время. В дневное время газовое пространство резервуара и поверхность нефтепродукта нагреваются за счет солнечной радиации. Паровоздушная смесь стремится расшириться, с поверхности нефтепродукта испаряются наиболее легкие фракции, концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве повышается, давление растет. Когда избыточное давление в резервуаре станет равным давлению, на которое установлен дыхательный клапан, он открывается и из резервуара начинает выходить паровоздушная смесь - происходит «выдох». В ночное время из-за снижения температуры часть паров конденсируется, паровоздушная смесь сжимается, в газовом пространстве создается вакуум, дыхательный клапан открывается и в резервуар входит атмосферный воздух - происходит «вдох»;

б) из-за снижения атмосферного давления. При этом разность давлений в газовом пространстве резервуара и атмосферного может превысить перепад давлений, на который установлен дыхательный клапан, он откроется и произойдет «выдох» («барометрические малые дыхания»). При повышении атмосферного давления может произойти «вдох» [3].



3. Расчет потерь нефти от испарения при хранении в РВС

3.1 Расчет потерь нефти от «малых дыханий»

Определить потери от «малого дыхания» 20 апреля из резервуара РВС 20000, расположенного на ЛПДС «Юргамыш» (географическая широта ш = 55,34^?). Высота взлива нефти Н_взл = 5,46 м. Максимальная температура воздуха - 296 К, минимальная - 258 К. Резервуар недавно окрашен алюминиевой краской. Барометрической давление Р_а = 101320Па. Считать, что облачность отсутствует. Температура начала кипения нефти Т_НК = 305 К, плотность с₂₉₃=852 кг/м³, давление насыщенных паров по Рейду P_R = 59000Па.

Решение

1. По табл. 1 определяем геометрические размеры резервуара: диаметр D_р = 45,6м; высота Н = 11,92м; высота сферической кровли Н_к = 4м; геометрический объем V_р = 19450м³.

2. Площадь «зеркала» нефти:

. (3.1.1)

3. Молярная масса паров нефти определяется по формуле:

, (3.1.2)

,

Т_НК - температура начала кипения нефти, Т_НК= 305 К.

4. Средняя температура воздуха:



, (3.1.3)

гдемаксимальная температура воздуха;

минимальная температура воздуха.

Принимаем, что средняя температура нефти равна среднесуточной температуре воздуха, т.е. Т_б.ср= Т_в.ср= 277К.

5. Теплопроводность и теплоемкость нефти при его средней температуре определяем по формулам:

, (3.1.4)

,

, (3.1.5)

,

где Т_п.ср - средняя температура нефтепродукта.

6. Рассчитываем коэффициент температуропроводности нефти:

, (3.1.6)

гдеплотность нефтепродукта при средней температуре нефтепродукта Т_п.ср.;

удельная теплоемкость;

теплопроводность.

Пересчитываем плотность на среднюю температуру:

, (3.1.7)

где- коэффициент объемного расширения

=0,000818 (3.1.8)

. (3.1.6)

7. Количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала года:

N_Д= 31+28+31+20 = 110сут. (3.1.9)

8. Расчетное склонение Солнца 20 апреля:

. (3.1.10)

9. Продолжительность дня:

. (3.1.11)

10. Расчетный параметр m₀ находим по формуле:



, (3.1.12)

,

гдепродолжительность дня.

11. Находим Интенсивность солнечной радиации:

, (3.1.13)

,

где К₀ - коэффициент, учитывающий состояние облачности;

коэффициент прозрачности атмосферы, защитой от ее влажности, облачности, запыленности, ;

географическая широта места установки резервуара.

12. Определяем расчетную высоту газового пространства резервуара:

, (3.1.12)

,

где Н - высота корпуса;

Н_взл - высота взлива;

Н_К - высота корпуса крыши.

13. Площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство резервуара, на вертикальную плоскость:

. (3.1.13)

14. Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, определяем по формуле:

, (3.1.14)

.

15. Определяем площадь поверхности стенок, ограничивающих газовое пространство:

. (3.1.15)

16. Количество тепла, получаемого 1м² стенки, ограничивающей ГП резервуара, за счет солнечной радиации, рассчитываем по формуле:

, (3.1.16)

гдестепень черноты внешней поверхности резервуара (0,27…0,67) для алюминиевой краски;

i_o - интенсивность солнечной радиации;

F_Г - площадь поверхности стенок;

F_o - площадь проекции стенок газового пространства резервуара на плоскость.

17. С учетом табл. 5 находим величины коэффициентов теплоотдачи:

, (3.1.17)

, (3.1.18)

, (3.1.19)

, (3.1.20)

, (3.1.21)

, (3.1.22)

, (3.1.23)

. (3.1.24)

18. Рассчитываем приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к нефтепродукту:

, (3.1.25)

, (3.1.26)

где и - соответственно коэффициенты теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в газовом пространстве резервуара, к поверхности жидкости для дневного и ночного времени;

F_H - площадь зеркала нефтепродукта в резервуаре;

F_Г - площадь поверхности стенок;

- теплопроводность нефти.

19. Избыточные максимальная и минимальная температуры стенки резервуара, отсчитываем от средней температуры нефти по формулам:

,(3.1.27)

, (3.1.28)

где , (3.1.29)

, (3.1.30)

-минимальная температура воздуха;

- средняя температура нефтепродукта;

- максимальная температура воздуха;

, - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время; их вычисляют как сумму коэффициентов теплоотдачи конвекцией () и излучением().

20. Избыточные температуры ГП, отсчитываем от средней температуры нефти:

, (3.1.31)

. (3.1.32)

21. Находим минимальную и максимальную температуры газового пространства резервуара:

, (3.1.33)

. (3.1.34)

22. Определяем объем жидкой и паровой фаз в резервуаре:

, (3.1.35)

, (3.1.36)

23. Рассчитываем соотношение фаз и величину функции F (V_П/V_ж)

, (3.1.37)

так какV_П/V_ж 4, то согласно табл. 3

. (3.1.38)

24.Расчитываем давление насыщенных паров нефти при минимальной температуре в ГП резервуара по формуле:



, (3.1.39)

где P_R - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду;

b_S - эмпирический коэффициент, для нефти равный 0,0250;

- поправка, учитывающая влияние соотношения фаз давления насыщения.

25. Находим соответствующие величины объемной и массовой концентрации углеводородов в ГП:

, (3.1.40)

, (3.1.41)

, (3.1.42)

где М_в -молярная масса воздуха, М_в = 29 кг/кмоль.

26. Вычисляем параметры ПВС в ГП резервуара при :

- плотность воздушной смеси:

, (3.1.43)

где- универсальная газовая постоянная, = 8314 Дж/(кмоль?К).

- масса ПВС в ГП резервуара:



. (3.1.44)

- масса паров нефти в ГП резервуара:

. (3.1.45)

27. Определяем продолжительность роста парциального давления в ГП:

, (3.1.46)

где- продолжительность дня в часах.

28. Задаемся средней объемной концентрацией углеводородов в ГП в период роста парциального давления C_хр = 0,37.

29. Рассчитываем параметры ПВС при этой концентрации и средней температуре хранения:

-молярная масса ПВС

, (3.1.47)

-кинематическая вязкость ПВС

(3.1.48), (3.1.49)

, (3.1.50)

где- уставка клапана давления.

- коэффициент диффузии паров

, (3.1.51)

где - эмпирические коэффициенты (табл. 2),

, (3.1.52)

30. Число Шмидта:

. (3.1.53)

31. Движущая сила процесса испарения:

. (3.1.54)

32. Величина Kt- критерия по формуле:

(3.1.55)

33. Плотность потока массы испаряющегося нефти:



, (3.1.56)

,

где g - ускорение свободного падения.

34. Масса нефти, испарившегося в период роста парциального давления в ГП:

. (3.1.57)

35. Массовая и объемная расчетные концентрации нефти в ГП к концу периода роста парциального давления:

, (3.1.58)

. (3.1.59)

36. Проверяем, не превышает ли найденная величина концентрации насыщенных паров при максимальной температуре воздуха:

, (3.1.60)

. (3.1.61)

Так как >,то расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП в рассматриваемый период:

. (3.1.62)

Отклонение найденного значения от принятой величины C_ср составляет

, меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%).

37. Минимальное парциальное давление паров нефти в ГП резервуара . Максимальная величина этого параметра составит:

. (3.1.63)

Следовательно, среднее массовое содержание паров нефти в ПВС, вытесняемой из резервуара, рассчитываем по формуле:

. (3.1.64)

38. Потери нефти от «малого дыхания» 20 апреля составят:

, (3.1.65)

[5].



3.2 Расчет потерь нефти от «больших дыханий»

Используя данные предыдущих расчетов, определить потери при «большом дыхании». Закачка нефти в резервуар осуществляется с производительностью 2650м³/ч от высоты взлива от 1,8м до 4,9м. Закачке предшествовали откачка нефти в этот же день с высотой взлива от 3,7м до 1,8м с производительностью 2870м³/ч и простой резервуара в течении 5ч. Резервуар оснащен двумя дыхательными клапанами НКДМ-250 и приемно-раздаточным устройством с внутренним диаметром 700 мм. Вязкость нефти 0,000025м²/с.

Решение

1. Продолжительность откачки и закачки нефти:

, (3.2.1)

. (3.2.2)

2. Средняя высота взлива нефти в резервуаре при закачке и откачке:

, (3.2.3)

. (3.2.4)

3. Средняя высота ГП резервуара при закачке и откачке нефти:

, (3.2.5)

. (3.2.6)

4. Объемы жидкой и паровой фаз на момент начала откачки нефти из резервуара:

, (3.2.7)

. (3.2.8)

5. Скорость закачиваемого нефти в приемо-раздаточном устройстве:

. (3.2.9)

6. Скорость струи воздуха в монтажном патрубке дыхательного клапана:

, (3.2.10)

где r- радиус монтажного патрубка;

N_к - число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре.

7. Диаметр круга, эквивалентного площади поверхности нефти, омываемой струей воздуха, подсасываемого в резервуар:

. (3.2.11)

8. Скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефти:

. (3.2.12)

9. Так как откачка нефти производилась в то же день, что и заполнение резервуара, то необходимо определить, как изменялась концентрация паров в ГП в ходе каждой из операций.

10. В процессе откачки средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре:

, (3.2.13)

. (3.2.14)

11. Рассчитываем соотношение фаз и величину функции F (V_п.от/V_ж.от) в среднем за период откачки:

, (3.2.15)

12. Так какV_п.от/V_ж.от4, то согласно табл. 3

. (3.2.16)

13. Давление насыщенных паров нефти при средней температуре в ГП резервуара в процессе откачки:

, (3.2.17)

.

14. Концентрация насыщенных паров нефти при откачке:



. (3.2.18)

15. Начальная объемная концентрация углеводородов в ГП резервуара перед откачкой

. (3.2.19)

16. Плотность паров нефти и воздуха при условиях откачки:

, (3.2.20)

. (3.2.21)

17. Плотность ПВС перед началом откачки

. (3.2.22)

18. Масса ПВС и паров нефти в ГП перед началом откачки:

, (3.2.23)

. (3.2.24)

19. Объем и масса воздуха, подсасываемого в резервуар при его опорожнении:

, (3.2.25)

. (3.2.26)

20. Если бы нефти в процессе опорожнения резервуара не испарялась, то к концу опорожнения объемная концентрация паров в ГП составляла бы:

. (3.2.27)

Соответственно средняя объемная концентрация паров нефти была бы:

. (3.2.28)

21. Поскольку в ходе опорожнения происходит донасыщение ГП парами нефти, то в качестве первого приближения принимаем, что .

При этой концентрации вычисляем:

-молярную масса ПВС

, (3.2.29)

- плотность ПВС:

, (3.2.30)

-кинематическую вязкость ПВС:



, (3.2.31)

- число Шмидта:

, (3.2.32)

-модуль движущейсилы процесса испарения:

, (3.2.33)

-величинуKt- критерия при простое:

, (3.2.34)

- среднее число Рейнольдса, характеризующее интенсивность омывания поверхности нефти воздухом:

, (3.2.35)

- величинуKt- критерия при откачке нефти:

, (3.2.36)

,

22. Плотность потока массы испаряющегося нефти в процессе откачки:

, (3.2.37)

.

23. Масса нефти, испарившегося за время откачки:

. (3.2.38)

24. Массовая и объемная концентрация углеводородов в ГП к моменту завершения откачки:

, (3.2.39)

. (3.2.40)

Так как C_s<0,347, то принимаем .

25. Средняя расчетная объемная концентрация углеводородов в ГП при откачке:

. (3.2.41)

Отклонение найденного значения от принятой величины C_ср.от составляет, так как расхождение составляет менее 5%, то уточнять нет необходимости.

26. Парциальное давление паров нефти в Гп к началу простоя резервуара:

. (3.2.42)

27. Объем жидкой и паровой фаз в процессе простоя резервуара перед его заполнением, а также их соотношение:

, (3.2.43)

, (3.2.44)

. (3.2.45)

28. Так какV_п.пр/V_ж.пр4, то согласно табл. 3

. (3.2.46)

29. Давление и концентрация насыщенных паров нефти при простое:

, (3.2.47)

,

. (3.2.48)

Так как <, то испарения нефти в процессе простоя происходить не будет. Следовательно начальная концентрация паров нефти в ГП в начале закачки , а .

30. Средние объемы жидкой и паровой фаз в резервуаре в процессе закачки, а также их соотношение:

, (3.2.49)

, (3.2.50)

. (3.2.51)

31. Так какV_п.зак/V_ж.зак4, то согласно табл. 3

...