Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов

Смоленцев, Василий Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов"

На правах рукописи

СМОЛЕНЦЕВ ВАСИЛИЙ МИХАЙЛОВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОТЕРЬ НЕФТИ

В РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2003

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Ю.Д. Земенков

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

H.A. Малюшин;

кандидат технических наук В.А. Смирнов

Ведущее предприятие: ОАО «Сибнефтепровод»

Защита диссертационной работы состоится 31 октября 2003г. в 11 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан «¿23» сентября 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук,

профессор

С.И. Челомбитко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Западная Сибирь является крупнейшим поставщиком нефти в Российской Федерации. На ее территории находятся магистральные нефтепроводы общей протяженностью около 17 тыс. км, из них в Тюменской области 8 тыс. км, 83 нефтеперекачивающие станции (НПС), резервуарные парки (РП) общей вместимостью более 2,5 млн. м3. По данным Комитета госстатистики, выбросы углеводородов в атмосферу в Тюменской области ежегодно составляют более 600 тыс. тонн, и их количество с каждым годом увеличивается. Это связано с несовершенством технических средств и технологических процессов транспортировки и хранения нефти. Основным видом технологических выбросов углеводородов при эксплуатации систем трубопроводного транспорта, полностью не устранимых на современном этапе развития, являются выбросы из резервуаров. Они определяются потерями нефти от испарения в результате больших и малых «дыханий». В настоящее время потери нефти от испарения при транспортировке и хранении определяются по нормам естественной убыли, разработанным в 70 - 80-х годах прошлого столетия. Эти нормы предназначены для определения потерь нефти в случаях ее фактической недостачи и используются, как правило, при инвентаризации один раз в месяц.

I БИБЛИОТЕКА 1

I С.Петербург г <7 !

1 09 ЭО^^Ц

этом эксплуатационных затрат и обеспечению заданного качества продукта. В настоящее время алгоритмические программные комплексы, оснащенные средствами моделирования, анализа и прогнозирования, позволяют быстро и корректно определить по заданным параметрам состояние системы и ее поведение при различных условиях в будущем. Это является предпосылкой к разработке новых моделей и методик, наиболее полно отражающих процессы транспортировки и хранения нефти.

Повышение эффективности эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, и в частности, резервуарных парков, невозможно без научно-обоснованного определения и прогнозирования потерь нефти, влияющих на экологические и экономические ущербы. Для решения этой проблемы необходимо совершенствовать методы анализа и управления режимными параметрами нефти в трубопроводах и резервуарах.

Таким образом, разработка современных методов прогнозирования и сокращения выбросов на основе перспективных методов мониторинга и управления технологическими режимами в условиях эксплуатации является актуальной проблемой.

Цель работы - прогнозирование и сокращение выбросов углеводородов в резервуарных парках магистральных нефтепроводов на основе совершенствования систем управления использованием физико-математического моделирования гидродинамических и тегогомассо-обменных процессов в трубопроводах и резервуарах.

Основные задачи, решаемые в диссертационной работе:

1. Выявить закономерности процессов статического и динамического испарения нефти в резервуарах РВС-20000 и получить обобщенные данные о скорости испарения нефти.

2. Разработать физико-математическую модель работы НПС, отражающую гидродинамические и тепловые процессы при движении

нефти в объектах НПС, а также процессы тепломассопереноса в резервуарах.

3. Разработать методику прогнозирования потерь нефти в резервуарном парке нефтепровода в зависимости от изменения основных характеристик нефти, паровоздушной смеси в резервуарах НПС, используемого технологического режима перекачки нефти с учетом обобщенных зависимостей от скорости испарения нефти.

4. Создать экспертный алгоритмический комплекс, позволяющий давать оценку выбросов и потерь нефти в режиме реального времени с использованием математических моделей гидродинамических и тепловых процессов в трубопроводах и тепломассообмена в резервуарах, являющийся основой для принятия рациональных решений при контроле и управлении режимами работы НПС и РП.

Научная новизна результатов, полученных в данной работе, заключается в следующем:

1. Выявлено, что в процессах статического и динамического испарений нефти в резервуаре определяющими параметрами интенсивности испарения являются время диффузии и время заполнения резервуара. На основе этого разработан новый критерий KSA, равный отношению характерного времени диффузии к времени заполнения резервуара, с граничными условиями в диапазоне значений 0 <KSa -S" 104, который характеризует интенсивность испарения нефти в резервуаре.

2. Установлена новая зависимость параметров массообмена в резервуаре от характеристик режима перекачки, времени диффузии и заполнения резервуара.

3. Разработана физико-математическая модель, связывающая гидродинамические и тепломассообменные процессы при хранении и перекачке нефти в объектах НПС и резервуарного парка.

4. Разработана методика прогнозирования потерь нефти в резервуарах магистрального нефтепровода, учитывающая нестационарность тепломассообменных процессов при различных режимах перекачки нефти через НПС и РП, на основе которой создан алгоритмический программный комплекс, позволяющий прогнозировать потери нефти в режиме реального времени.

Практическая значимость работы. Результаты проведенных исследований и разработки представляют собой логически законченную методику прогнозирования и сокращения выбросов углеводородов и являются основанием для практической реализации мероприятий по оценке промышленной и экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти организациями «Госкомприроды» и «Гостехнадзор». Методика использована при решении ряда практических задач по оценке промышленной безопасности объектов нефтеперекачивающего предприятия ОАО «Сибнефтепровод».

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на научно - практической конференции «Тюменская нефть - вчера и сегодня», посвященной памяти В.И. Муравленко (Тюмень, ТюмГНГУ, 2325 декабря 1997г.), на межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2000» (Ухта, УГТУ, 15-17 марта 2000г.), на международном совещании «Проблемы магистрального и промыслового транспорта углеводородов» (Тюмень, ТюмГНГУ, 20 сентября 2000г.), на международном совещании «Энергоресурсосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России» (Тюмень, ТюмГНГУ, 18-19 сентября 2001г.), на IX межотраслевом научном и методологическом семинаре «Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника» (Тюмень, ТюмГУ, 2002г.) и др.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 7 печатных работ, среди которых учебное пособие с грифом УМО НГО.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, чегырех глав, выводов, списка литературы и приложений. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 7 рисунков и 8 таблиц. Библиография включает 112 наименований работ отечественных и зарубежных авторов.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится обоснование актуальности выбранной темы, формулируются цель и основные задачи исследований, отмечается научная новизна, практическая ценность и апробации полученных результатов.

В первой главе диссертации автором на основе обзора известных исследований и разработок, обобщения материалов публикаций анализируются проблемы потерь нефти и выбросов углеводородов в атмосферу, методы решения задач, направленных на их сокращение и повышение эффективности перекачки и хранения нефти в резервуарных парках нефтепроводов.

Анализ опубликованных работ показал, что в российских и зарубежных организациях выполнен большой объем экспериментальных и расчетно-теоретических исследований параметров нефти и нефтяных паров, потерь нефти от испарения в резервуарах, разрабатываются конструктивные и технологические методы, позволяющие снизить потери нефти.

Теоретическим и экспериментальным исследованиям процесса испарения нефти, разработке методик расчета потерь посвящены работы Ф.Ф. Абузовой, Н.И. Белоконя, И.Г. Блинова, Г.Ф. Большакова, И.С. Бронштейна, И.П. Бударова, В.А. Бунчука, Н.В. Валявского, A.B.

Власова, В.Б. Галеева, Е.К. Диденко, С.Г. Едигарова, Ю.Д. Земенкова, Н.Д. Иванова, H.H. Константинова, A.A. Коршака, Е.С. Коршунова, В.Ф. Новоселова, А.Д. Прохорова, В.И. Черникина, П.И. Тугунова, А.Б. Шабарова и многих других.

Вопросы определения потерь нефтепродуктов при приеме, отпуске и хранении в атмосферных резервуарах достаточно полно рассмотрены H.H. Константиновым, а в железобетонных и заглубленных резервуарах - в трудах Ф.Ф. Абузовой и ее учеников. Однако большинство их работ посвящено исследованию светлых нефтепродуктов, процессы испарения которых имеют существенные отличия от испарения нефти.

В условиях Западной Сибири для транспортировки и хранения нефти используются резервуары РВС-20000 и РВС-10000, а основные технологические процессы перекачки с использованием резервуаров: перекачка «с подключенным» резервуаром, «через резервуар» (объем принимаемой нефти в резервуар равен объему отпускаемой, используется для удаления подтоварной воды), «хранение» нефти (технологического остатка нефти в резервуаре). Режим «с подключенным» резервуаром можно условно разделить на- режимы приема, отпуска и хранения в зависимости от дисбаланса производительностей предыдущей и последующей НПС. Таким образом, для определения потерь нефти при хранении и работе «с подключенным» резервуаром достаточно использования известных методик. Для режима «через резервуар» необходимо дополнительное исследование процессов испарения нефти при одновременной ее подаче и откачке.

При математическом моделировании процессов в резервуарных парках и прогнозировании выбросов необходимо комплексное рассмотрение процессов, происходящих во внутристанционных трубопроводах, насосных агрегатах и резервуарах. В качестве

характерного для Западной Сибири примера рассмотрены характеристики оборудования и особенности нефтеперекачивающей станции НПС-2 ЛПДС «Торгили» нефтепровода Нижневартовск - Курган - Куйбышев, расположенной в южной части Тюменской области. Отмечены характерные свойства и параметры перекачиваемой нефти.

В настоящее время объемы перекачки нефти по нефтепроводам Западной Сибири снижены по сравнению с максимально достигнутыми в 80-х годах и составляют примерно 60% от проектной мощности. Это дает возможность разрабатывать эффективные технологические режимы перекачки нефти через резервуарные парки, направленные на предотвращение и сокращение выбросов углеводородов.

Важной задачей является также оптимизация режимов перекачки нефти, которая позволяет в ряде случаев сократить потери от испарения до 70% и более, по сравнению с работой в режиме «через резервуар» в настоящее время.

В результате анализа опубликованных работ о состоянии и эксплуатации резервуарных парков было выявлено, что актуальными проблемами в организациях нефтетранспортной системы являются:

- развитие методов диагностики и контроля параметров нефти на технологических этапах перекачки и хранения в РП;

- накопление промышленных данных о скоростях испарения нефти при сливе и наливе резервуаров, совершенствование методов исследования динамического и статического испарения нефти в резервуарах;

- разработка физико-математических моделей и современных компьютерных программных комплексов, использование их для повышения эффективности эксплуатации основных объектов НПС.

Исходя из выполненного анализа публикаций сформулированы задачи, решаемые в данной работе.

Во второй главе диссертации проведены экспериментальные исследования коэффициентов скорости массоотдачи нефти в газовое пространство резервуара при технологических режимах «хранение» и перекачки нефти «через резервуар».

В работе сформулированы основные задачи исследования: получить опытные данные статического испарения нефти; изучить процесс динамического испарения нефти при различной интенсивности приема и отпуска нефти на режиме перекачки нефти «через резервуар»; определить параметры эффективности работы резервуара при этом режиме; получить обобщенные опытные данные о влиянии интенсивности перекачки на интенсивность испарения нефти в резервуаре.

Разработанная экспериментальная установка, схема которой представлена на рис. 1, позволяет моделировать практически все технологические режимы перекачки НПС. В качестве рабочего тела использовалась нефть, перекачиваемая в 2002 и 2003 годах на НПС-2 ЛПДС «Торгили» нефтепровода Нижневартовск - Курган - Куйбышев.

В соответствии с правилами планирования и проведения экспериментальных исследований разработана методика, согласно которой Выполнено более 200 экспериментов и получены опытные данные, позволившие разработать физико-математическую модель резервуарного парка с учетом работы основных объектов НПС.

Исследования процессов статического испарения нефти проводились при изменяющихся значениях температуры окружающей среды и атмосферного давления. Для динамического испарения при перекачке «через резервуар» дополнительно изменялся объем подачи и отбора нефти в модельном резервуаре.

При статистической обработке результатов проведенных исследований были получены удовлетворительные значения критериев Кохрена, Стьюдента и Фишера, а среднеквадратическая погрешность определения скорости испарения нефти в модельном резервуаре составляет 15,2%.

Рис. 1. Схема экспериментальной установки:

1 - резервуар с исследуемой нефтью; 2 - емкость хранения нефти перед экспериментом; 3 - и-образный манометр; 4 - и-образный манометр; 5 -измерительная трубка уровня нефти в резервуаре 1; 6 - и-образный манометр емкости 2; 7 - штуцер; 8 - термоизмеритель и штуцер термоизмерителя; 9 - задвижка на подводящем трубопроводе; 10 -задвижка на отводящем трубопроводе; 11 - подводящий трубопровод; 12 - отводящий трубопровод; 13 - вспомогательный трубопровод; 14 -задвижка на вспомогательном трубопроводе; 15 - насос; 16 -расходомер на подводящем трубопроводе; 17 - дыхательный клапан резервуара 1; 18 - дыхательный клапан емкости 2; 19 - штуцер с краном для отбора пробы паровоздушной смеси; 20 - горловина для заливки нефти в емкость 2; 21 - кран для слива нефти из емкости 2; 22 -кран для слива нефти из резервуара 1; 23 - пульт управления.

Для определения массы испарившейся нефти в статических условиях без подвода и отвода массы было использовано известное уравнение H.H. Константинова:

MH0=n0F ]{P„-P)dt, (1)

где щ — коэффициент испарения (по H.H. Константинову) при отсутствии прокачки; F - площадь поверхности испарения, м2; Pso - парциальное давление насыщенных паров при отсутствии прокачки, Н/м2; Р - изменяющееся по времени парциальное давление паров нефти в газовом пространстве резервуара, Н/м2.

Анализ результатов экспериментального исследования показал, что парциальное давление нефтяных паров в газовом пространстве за период времени t=ts практически становится равным давлению насыщенных паров Ps. При осуществлении подачи и отбора нефти в резервуаре Q и при их увеличении начинает существенно расти парциальное давление нефтяных паров и давление насыщенных паров в газовом пространстве. С физической точки зрения данный опытный факт объясняется вынужденной конвекцией нефти в резервуаре при струйном подводе нефти через подводящий трубопровод и отводе нефти из резервуара через отводящий трубопровод, что приводит к выносу легких фракций со дна резервуара к поверхности и их последующему испарению.

Отмеченный факт подтвержден серией экспериментов по изучению процесса статического испарения нефти, в котором после насыщения ГП ПВС осуществлялся подвод и отвод массы нефти в резервуаре. Эксперимент условно разделялся на три стадии: статическое испарение; процесс равновесного состояния нефти и паровоздушной смеси; динамическое испарение нефти при подводе и отводе нефти в резервуаре. На первой стадии парциальное давление паров в ГП монотонно увеличивалось практически до давления насыщенных паров. На протяжении второй стадии парциальное давление не менялось и было

практически равно давлению насыщенных паров Р$0. На третьей стадии включался насос, создавался расход 0,1=0.2>0, парциальное давление паров начинало увеличиваться и достигало уровня нового давления насыщенных паров Р5 (рис. 2).

Известно, что определяющим параметром, характеризующим интенсификацию процесса испарения нефти при увеличении прокачки в основном является давление насыщенных паров Ру. Однако, в результате обработки экспериментальных данных представилось возможным получить новый критерий ЛГ^, равный отношению характерного времени диффузии в нефти 1дИФ=к2Ю к характерному времени заполнения объема нефти в резервуаре гип = УИ/<2.

где А - высота взлива нефти, м; О - коэффициент диффузии, м2/с; -объем нефти в резервуаре, м3; <2 - расход нефти через приемный патрубок резервуара, м3/с.

Р, Па

Рис. 2. Зависимость парциального давления паров нефти Р в газовом пространстве от времени при изменении

По результатам опытов была получена зависимость отношения давления насыщенных паров Р$ при безразмерном параметре А^д к давлению насыщенных паров Р50 при Кы = 0 для исследованной нефти и заданных условиях эксперимента, приведенная на рис. 3.

Рб/РЖ

---»-— - опытные данные; —о— - аппроксимационная кривая.

Рис. 3. Зависимость относительного давления Р^/Рм от отношения характерных времен диффузии и заполнения резервуара К?л

Полученные опытные данные 0<К$А<104 удовлетворительно описываются уравнением

-%- = 1,0 + и4-!0-6-КБА''77. (2)

Отличие расчетных значений по полученному уравнению от опытных данных статистически незначимы при коэффициенте множественной корреляции И > 0,98.

Для практических расчетов интенсивности испарения нефти в резервуаре при наличии прокачки получено новое уравнение:

С=Сд(1,0-0№05К5А0'ш)[Р80(1+1Я-1(Г*К8А177)-Р], (3) где Со - массовый расход испаряющейся нефти при хранении, кг/с; Р$о - давление насыщенных паров при хранении нефти в заданных условиях; Р - парциальное давление паров нефти в газовом пространстве.

Для оценки массы испарившейся нефти Мн исп при динамическом режиме получена следующая формула:

Мнисп =Мио(1,0 + 4<96-10-6к£5). (4)

Таким образом, в результате исследований статического и динамического испарения нефти в резервуарном парке установлены новые закономерности и критерии, которые могут быть рекомендованы в практических расчетах при определении выбросов и потерь нефти.

В третьей главе диссертации описывается построение комплексной расчетной модели параметров нефти в объектах резервуарного парка. Для расчета применяется единый метод контрольного объема. В трубопроводах контрольные объемы фиксируются. В каждом из резервуаров выделяются два изменяющихся во времени контрольных объема: Ун - занятый нефтью и Ул7 - занятый паровоздушной смесью.

Для более полного отражения специфики процесса перекачки нефти через НПС и резервуарный парк модель разбивается на две взаимосвязанные модели: теплогидравлических процессов в технологических трубопроводах и оборудовании НПС и тепломассообменных процессов в резервуарах.

Первая физико-математическая модель гидродинамических и тепловых процессов при движении нефти через объекты нефтеперекачивающей станции основана на общих подходах механики сплошных сред. Вторая модель - испарительных и дыхательных процессов в

резервуаре описывается с использованием отдельных элементов методик, j

изложенных в работах Абузовой Ф.Ф., Едигарова С.Г., Константинова H.H., (

Новоселова В.Ф. и др. |

Основными балансовыми уравнениями первой модели являются ;

уравнения баланса массы, количества движения, а также баланса одной из

v2 •

величин - внутренней энергии Uu полной энергии Et энтальпии

■ ,, pi - •* • Ц?

ij =Ui + Q ■ или полной энтальпии = + — при квазиодномерном •

п ^

течении.

Внутренний объём трубопровода делится для расчёта на конечное число контрольных объёмов V, ограниченных внутренней поверхностью трубопровода и конечными сечениями Sj и S2> расположенными на расстоянии Ах друг от друга (рис. 4).

Рис. 4. Принцип деления трубопровода на контрольные объемы

Закон сохранения массы для суммарных параметров смеси при стационарных процессах или для несжимаемой однофазной среды имеет вид

р-и2-82=р иг81-р'-р„-Б' , (5)

где р - плотность нефти; V/ - скорость движения нефти через сечение 5/; - скорость движения нефти через сечение 5г; V - скорость движения нефти через сечение 5' боковой поверхности; N - количество параллельных участков в боковой поверхности.

Это уравнение учитывает расход через боковую поверхность, что характерно при расчётах утечек, испарения нефти и нефтепродуктов, а также расходы при контролируемых подводах и отводах массы в разветвлённых системах трубопроводов. При отборе нефти из трубопровода в резервуар р'•В'-М\ <0, при подводе нефти из резервуара в контрольный объем трубопровода р' • 5' = М\ > 0.

Изменение по времени количества движения при квазиодномерном течении нефти в контрольном объёме V записывается в проекции на ось трубопровода обобщенным уравнением Бернулли, полученным из уравнения импульсов:

2 р 2 р (6) гДе ^вн - удельная работа внешних сил, за вычетом работы по

преодолению сил тяжести; 1тр - удельная работа сил вязкости;

(. - удельная работа сил инерции; £' - работа сил, связанная с обменом

импульсом при подводе или отводе массы через боковую поверхность.

у?

Уравнение баланса полной удельной энергии Е1 = + также

записывается для контрольного объёма У, ограниченного сечениями 5; и ¿2, а также боковой поверхности 5', и уравнение для определения удельной полной энергии нефти в контрольном объеме имеет вид

Е21 Е1+ Евнеш + ЕР1 + Е^ + ЕФ1 + <2,.

М21 ми , (7)

где Е\ - удельная полная энергия массы нефти, проходящей через

боковую поверхность; Е, - изменение полной энергии за счёт нестационарности; Етеш1 - изменение полной энергии за счёт работы внешних массовых сил; Ер! - изменение полной энергии за счёт работы сил давления; Е/11 - изменение Е-, за счёт работы сил вязкости; Еф! - изменение полной энергии за счёт фазовых переходов и химических реакций; (¡1 — удельный, отнесённый к 1 кг нефти, тепловой поток через поверхность контрольного объёма.

В результате анализа распределения резервуарной емкости по типам резервуаров установлено, что на предприятиях Западной Сибири эксплуатируется 65% резервуаров типа РВС - 20000. В работе были использованы характерные параметры подобного резервуара.

Для построения второй модели описывается изменение параметров нефти и паровоздушной смеси в резервуаре при различных технологических режимах. Так, полный удельный поток пара от поверхности при испарении нефти в резервуаре, согласно известным законам теплотехники, записывается в виде суммы молекулярного диффузионного потока тдиф, стефановского потока Мсгеф и потока пара из-за конвективного движения тконв:

Масса паров, накопленная в контрольном объеме резервуара за промежуток времени А1 = ^ **+ 1 ^ -К равна (согласно работ Ф.Ф. Абузовой):

где F - площадь поверхности испарения; рг - плотность паров; И -коэффициент диффузии; С - концентрация паров в резервуаре; у -линейная координата от поверхности нефти вертикально вверх.

^ - ^конв + ™ДИФ + ^СТЕФ ■

(8)

(9)

Концентрация паровоздушной смеси в контрольном объеме газового пространства определяется по теории Ф.Ф. Абузовой.

Средняя по высоте газового пространства резервуара безразмерная концентрация

Сс 3

л 2(1-ехрЗ(Р0-Р0 ))

(Ю)

С8-ехрЗ(Р0-Р0 )

где ССр - средняя концентрация в ГП; - концентрация нефтяных паров

на границе фаз; Р0 - текущее безразмерное время; Р0 - безразмерное время, характеризующее длительность испарения за промежуток времени %'.

Безразмерная концентрация смеси, выходящей через дыхательный клапан:

Скп=^-= 7-ехрЗ(Р0 -Рд ) ^ (И)

с5 С$-ехрЗ(Р0-Р0 )

где Скл - концентрация смеси, выходящей через дыхательный клапан.

Масса нефти, испарившейся с поверхности нефти за промежуток времени от до *2 = + М :

мисп =2Рг'угп

Г11пехрЗ(Р02-РоЬС3_(Ро2 _ ^ } 3 ехрЗ(Р01-Р0 )-С5

(12)

Влияние динамического воздействия на процесс испарения при закачке нефти и опорожнении резервуара учитывается применением результатов экспериментального исследования.

Концентрация насыщенных паров вблизи поверхности нефти с учетом влияния параметра Ки определяется по уравнению, вытекающему из (2):

=^(},0 + 1,54-10-6К>?), (13)

где Л, Яг - газовые постоянные воздуха и нефтяных паров в паровоздушной смеси.

Таким образом, полный поток массы с поверхности нефти за период времени ц < / < ¡2 с учетом конвективного перемешивания, диффузии и сгефановского потока имеет вид

йМ

ИСП -

Ии-Л-е„ , .

Гпов-Т)А1 + сШ

(14)

(Н-к)СРТ

где А/и - критерий Нуссельта; Тпов, Т - температуры в поверхностном слое нефти и в газовом пространстве.

Уравнение баланса энергии (7) в контрольном объеме резервуара, занятом парами нефти, записывается в виде

-л 2 У/Т*

-^-{Н0-к)-сгрг-—+агргСгТ-аврвСвТА=Ч1+д2+д3 , (15) 4 м

где д,, д2, д} - мощность тепловых потоков, соответственно, через

потолочное перекрытие резервуара, через боковые стенки части резервуара,

занятого паровоздушной смесью, через границу между нефтью и паром; О/.

диаметр резервуара.

Уравнение баланса энергии в объеме, занятом нефтью, имеет вид

_г) 2 /1Т

~^-крнСн—+й2рнСиТн -ЙРиС/Д) =-Яз + Я4-я5 , (16) 4 ах

где ЦА, - мощность тепловых потоков, соответственно, между окружающей средой и продуктом через боковые стенки резервуара, через днище резервуара.

Разработанная в настоящей работе методика расчета параметров нефти в трубопроводах и резервуарах, а также нефтяных паров и воздуха в резервуарах имеет комплексный характер, так как объединяет расчеты в различных объектах НПС и учитывает взаимосвязь процессов массопереноса и теплопереноса.

В четвертой главе диссертации проведен анализ гидродинамических и тепловых параметров в трубопроводах нефтеперекачивающей станции и параметров тепломассообменных процессов в резервуарах, а также потерь нефти на различных технологических режимах работы резервуарного парка. « Произведена оценка потерь нефти от испарения и эффективности

снижения интенсивности перекачки нефти через резервуар. В работе v показано, что снижение загрузки нефтеперекачивающего оборудования

дает возможность перехода на нефтесберегающие режимы перекачки через резервуары. Эффективность изменения интенсивности перекачки через резервуар оценивается на условном примере с учетом рекомендаций, приведенных в литературе. Согласно произведенному анализу, на НПС с годовой производительностью Q = 7500000 т, работающей в режиме перекачки через резервуар при измененном технологическом режиме, путем снижения интенсивности перекачки параметра KSA от Ks = 1400 до Ks - 700 определено, что достигается уменьшение потерь нефти от испарения до 50%.

Для оценки возможного сокращения потерь нефти при внедрении мероприятия, связанного со снижением интенсивности перекачки нефти через все резервуары, использована зависимость, предложенная .5 Савицким В.Б.:

^ Г

Я = 0,001 Q K Е^г—> (IV)

IV,72

¡=1

где П - сокращение потерь нефти при внедрении мероприятия по снижению интенсивности перекачки через резервуар, т; Q - годовая производительность нефтеперекачивающей станции, т/г; К - коэффициент режима работы резервуаров; Е - норма естественной убыли нефти из

резервуара до внедрения мероприятия, кг/т; V, - объем одного резервуара, м3; п - количество резервуаров станции, на которых внедряется мероприятие, шт.; N - количество резервуаров станции, занятых в перекачке нефти, шт.; т - показатель эффективности нефтесберегающего

мероприятия; ~ - параметр, характеризующий время, в течение которого

данное мероприятие дает нефтесберегающий эффект.

В качестве примера экономический эффект от внедрения рассматриваемого мероприятия определяется по формуле Савицкого В.Б.:

Э = П У-Кли+КтрКв-^Кв , (18)

100 в 100 в

где У - цена одной тонны нефти, руб.; Кв - капитальные вложения в

мероприятия, связанные с НИОКР и внедрением, отнесенные к одной

(данной) НПС, руб.; КАм - амортизационные отчисления (% от Кв), руб.;

Ктр - отчисления на текущий ремонт (% от Кв), руб.; £# - нормативный

коэффициент эффективности капитальных вложений (% от Кв), руб.

Годовой экономический эффект при С = 403,5 т; У = 3000 руб./т;

Кв = 40000 руб.; КАМ = 7%; КТР = 1,3%; Ен = 15% составит 1, 172 млн.

рублей, а выбросы в атмосферу будут сокращены на 393,8 т.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выявлено, что в процессах массообмена при статическом и динамическом испарениях нефти в резервуаре определяющими параметрами интенсивности испарения являются время диффузии и время заполнения резервуара, на основе которых разработан новый критерий KSA, равный отношению характерного времени диффузии к времени заполнения резервуара, с граничными условиями в диапазоне значений 0 <К < 104, который характеризует интенсивность массопереноса паров нефти в резервуаре.

2. Получена новая зависимость, характеризующая связь параметров массообмена в резервуаре с параметрами режима перекачки в зависимости от критерия К$л.

3. Установлен теоретически и экспериментально подтвержден факт увеличения парциального давления насыщенных паров нефти в газовом пространстве резервуара РВС-20000 и скорости испарения при увеличении интенсивности перекачки нефти до значения, в 2,5-7-3,0 раза превышающего значение при статическом режиме и незначительно

* изменяющейся температуре 1-г2'С.

4. Разработана комплексная физико-математическая модель гидродинамических и тепломассообменных процессов в основном оборудовании НПС, позволяющая в рамках единого алгоритма учитывать влияние теплообмена с окружающей средой, подвод энергии в подпорных и основных насосах, массообмен в резервуарах, нестационарности параметров окружающей среды, отбор и подвод нефти, давление, температуру и расход на потери нефти на нефтеперекачивающих станциях.

5. Разработана . методика прогнозирования потерь нефти в резервуарах магистрального нефтепровода, учитывающая нестационарность тепломассообменных процессов при различных режимах перекачки нефти через НПС и РП.

6. Разработан алгоритмический программный комплекс, Л позволяющий прогнозировать потери нефти в режиме реального времени с

использованием определяемых гидродинамических и тепловых параметров нефти в трубопроводах и тепломассообменных параметров в резервуарах, и являющийся основой для принятия рациональных решении при контроле и управлении режимами работы НПС и РП. Оценка экономической эффективности мероприятий по снижению потерь на основе снижения интенсивности перекачки нефти через резервуар показала, что снижение интенсивности перекачки от К5А=4-103 до К$а=2-1(? приводит к снижению массы испаряющейся нефти на 40 - 50 %.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Земенков Ю.Д., Смоленцев В.М. Контроль за надежностью нефтепроводов Западной Сибири // Нефть и газ: Известия ВУЗов. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1997г., №6. - С. 132.

2. Колесов В.И., Смоленцев В.М. Системный подход к определению эффективной работы резервуарного парка нефтепровода И Межрегиональная молодежная научная конференция «Севергеоэкотех-2000»: Тезисы докладов. 4.II. - Ухта: УГТУ, 2000г. - С. 52-53.

3. Земенков Ю.Д., Кривохижа В.Н., Смоленцев В.М., Дудин С.М. Проблемы автоматизации и непрерывного контроля потерь нефти и нефтепродуктов // Проблемы магистрального и промыслового транспорта углеводородов: Материалы международного совещания. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2000г. - С. 98-100.

4. Смоленцев В.М., Евдошенко A.B. Моделирование работы резервуарного парка нефтепровода // Энергоресурсосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России: Материалы международного совещания. 4.2. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2001г. - С. 175-178.

5. Смоленцев В.М., Дудин С.М. Автоматизация непрерывного контроля нормируемых выбросов углеводородов // Проблемы транспорта в Западно-Сибирском регионе: Сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2001г. - С. 45-47.

6. Шабаров А.Б., Бахмат Г.В., Земенков Ю.Д., Смоленцев В.М., и др. Хранение нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие. Гриф УМО НГО/ Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. - Тюмень: «Вектор Бук», 2002г. -536 С.

7. Шабаров А.Б., Земенков Ю.Д., Смоленцев В.М. Физико-математическая модель процессов движения и испарения нефти в резервуарном парке нефтепровода // Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Вып. I. - Тюмень: ТюмГУ, 2002г. - С. 62-70.

Подписано к печати «М2003 г. Бум. писч. №1

Заказ № 401 Уч. изд. л. 1,5

Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л. 1,5

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

i !

0.ОО5-Л

»15 42 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Смоленцев, Василий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЕРЕКАЧКИ И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Характеристика оборудования резервуарного парка как объекта исследования.

1.2. Характеристика технологических процессов в РП.

1.3. Параметры, влияющие на работу резервуарного парка.

1.4. Резервуарные парки как источник загрязнения атмосферы.

1.5. Потери нефти в резервуарном парке.

1.6. Методы сокращения потерь нефти от испарения.

1.7. Расчетные и экспериментальные методы исследования процессов в резервуарах и трубопроводах.

Выводы по главе 1.

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИСПАРЕНИЯ НЕФТИ В МОДЕЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ.

2.1. Цель и задачи экспериментального исследования.

2.2. Описание экспериментальной установки.

2.3. Методика проведения эксперимента и обработка результатов измерений.

2.4. Анализ результатов экспериментального исследования скорости испарения нефти в модельном резервуаре.

Выводы по главе 2.

3. ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ

РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА.

3.1. Моделирование гидродинамических и тепловых процессов при движении нефти в объектах НПС.

3.2. Математическая модель и методика расчета тепломассообменных процессов в резервуаре.

3.3. Методика прогнозирования потерь нефти, расчета параметров перекачки в трубопроводах и тепломассопереноса в резервуарах.

Выводы по главе 3.

4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫБРОСОВ И ПОТЕРЬ НЕФТИ НА РАЗЛИЧНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМАХ

РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА.

4.1. Расчет гидродинамических и тепловых параметров нефти в объектах нефтеперекачивающей станции. ф 4.2. Анализ технологических режимов работы резервуарного парка.

4.2.1. Режим «хранения нефти» в резервуаре.

4.2.2. Режим «приема нефти» в резервуар.

4.2.3. Режим «отпуска нефти» из резервуара.

4.2.4. Режим перекачки нефти «через резервуар».

4.2.5. Режим перекачки нефти «с подключенным резервуаром».

4.3. Оценка потерь нефти и эффективности при снижении интенсивности перекачки нефти через резервуар.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов"

Актуальность проблемы

Западная Сибирь является крупнейшим поставщиком нефти в Российской Федерации. На ее территории находятся магистральные нефтепроводы общей протяженностью около 17 тыс. км, из них в Тюменской области 8 тыс. км, 83 нефтеперекачивающие станции (НПС), резервуарные парки (РП) общей вместимостью более 2,5 млн. м . По данным Комитета госстатистики, выбросы углеводородов в атмосферу в Тюменской области ежегодно составляют более 600 тыс. тонн, и их количество с каждым годом увеличивается. Это связано с несовершенством технических средств и технологических процессов транспортировки и хранения нефти. Основным видом технологических выбросов углеводородов при эксплуатации систем трубопроводного транспорта, полностью не устранимых на современном этапе развития, являются выбросы из резервуаров. Они определяются потерями нефти от испарения в результате больших и малых «дыханий». В настоящее время потери нефти от испарения при транспортировке и хранении определяются по нормам естественной убыли, разработанным в 70 - 80-х годах прошлого столетия. Эти нормы предназначены для определения потерь нефти в случаях ее фактической недостачи и используются, как правило, при инвентаризации один раз в месяц.

С учетом повышения требований к экологической и промышленной безопасности производственных объектов и технологических процессов нефтегазовой отрасли возникает необходимость разработки современной методики контроля и управления выбросами легких углеводородов. В этих условиях эксплуатации промышленных объектов наиболее важной задачей является генерация эффективного прогноза аварийных и внештатных ситуаций, выбросов углеводородного сырья и их последствий, рекомендация мероприятий по их предотвращению, а также снижению при этом эксплуатационных затрат и обеспечению заданного качества продукта. В настоящее время алгоритмические программные комплексы, оснащенные средствами моделирования, анализа и прогнозирования, позволяют быстро и корректно определить по заданным параметрам состояние системы и ее поведение при различных условиях в будущем. Это является предпосылкой к разработке новых моделей и методик, наиболее полно отражающих процессы транспортировки и хранения нефти.

Повышение эффективности эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в частности резервуарных парков, возможно только при научно-обоснованном определении и прогнозировании потерь нефти, влияющих на экологические и экономические ущербы. Для решения этой проблемы необходимо совершенствовать методы анализа и управления режимными параметрами нефти в трубопроводах и резервуарах.

Цель работы - прогнозирование и сокращение выбросов углеводородов в резервуарных парках магистральных нефтепроводов на основе совершенствования систем управления с использованием физико-математического моделирования гидродинамических и тепломассо-обменных процессов в трубопроводах и резервуарах.

Основные задачи, решаемые в диссертационной работе:

1. Выявить закономерности процессов статического и динамического испарений нефти в резервуарах РВС-20000 и получить обобщенные данные о скорости испарения нефти.

2. Разработать физико-математическую модель работы НПС, отражающую гидродинамические и тепловые процессы при движении нефти в объектах НПС, а также процессы тепломассопереноса в резервуарах.

Научная новизна результатов, полученных в данной работе, заключается в следующем:

1. Выявлено, что в процессах статического и динамического испарений нефти в резервуаре определяющими параметрами интенсивности испарения являются время диффузии и время заполнения резервуара. На основе этого разработан новый критерии К$а> равный отношению характерного времени диффузии к времени заполнения резервуара, с граничными условиями в диапазоне значений 0 < KSa ^ lCf, который характеризует интенсивность испарения нефти в резервуаре.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и приложений. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 7 рисунков и 8 таблиц. Библиография включает 112 наименований работ отечественных и зарубежных авторов.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Смоленцев, Василий Михайлович

Результаты исследования показали, что в настоящее время для обеспечения необходимой промышленной и экологической безопасности и надежности магистральных нефтепроводов требуется прогнозирование аварийных и внештатных ситуаций. Вместе с тем необходимо более корректно определять качественные и количественные показатели нефти и нефтяных паров.

Одним из реальных путей снижения потерь нефти от испарения в резервуарах является переход на нефтесберегающие технологические режимы хранения и перекачки нефти, для обоснования которых целесообразно применять методы прогнозирования на основе физико-математического моделирования, необходимые для автоматизированного анализа и управления режимами.

В ходе работы были получены следующие результаты:

1. Выявлено, что в процессах массообмена при статическом и динамическом испарениях нефти в резервуаре определяющими параметрами интенсивности испарения являются время диффузии и время заполнения резервуара, на основе которых разработан новый критерии Ksa, равный отношению характерного времени диффузии к времени заполнения резервуара, с граничными условиями в диапазоне значений 0 < К sa < 104, который характеризует интенсивность массопереноса паров нефти в резервуаре.

2. Получена новая зависимость, характеризующая связь параметров массообмена в резервуаре с параметрами режима перекачки в зависимости от критерия Ksa.

3. Установлен теоретически и экспериментально подтвержден факт увеличения парциального давления насыщенных паров нефти в газовом пространстве резервуара и скорости испарения при увеличении интенсивности перекачки нефти до значения, в 2,5-гЗ,0 раза превышающего значение при статическом режиме и незначительно изменяющейся температуре 1+2°С.

4. Разработана комплексная физико-математическая модель гидродинамических и тепломассообменных процессов в основном оборудовании, позволяющая в рамках единого алгоритма учитывать влияние теплообмена с окружающей средой, подвод энергии в подпорных и основных насосах, массообмена в резервуарах, нестационарности параметров окружающей среды, отбора и подвода нефти, давления, температуры и расхода нефти по магистральному нефтепроводу на параметры потерь нефти на нефтеперекачивающих станциях.

5. Разработана методика прогнозирования потерь нефти в резервуарах магистрального нефтепровода, учитывающая нестационарность тепломассообменных процессов при различных режимах перекачки нефти через НПС и РП.

6. Разработан алгоритмический программный комплекс, позволяющий прогнозировать потери нефти в режиме реального времени с использованием определяемых гидродинамических и тепловых параметров нефти в трубопроводах и тепломассообменных параметров в резервуарах и являющийся основой для принятия рациональных решений при контроле и управлении режимами работы НПС и РП. Данный комплекс позволил провести оценку экономической эффективности мероприятий по снижению потерь на основе снижения интенсивности перекачки нефти через резервуар, которая показала, что снижение интенсивности перекачки от Ksa-4-l(f до Ksa=2-103 приводит к снижению массы испаряющейся нефти на 40 - 50 %.

Результаты проведенных исследований позволили разработать методику прогнозирования являющуюся инструментом для практической оценки промышленной и экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти, а также основой для реализации мероприятий по сокращению выбросов углеводородов в атмосферу. Данная методика может быть рекомендована организациям «Госкомприроды» и «Гостехнадзор» для контроля производственных опасностей предприятий нефтетранспортной системы. Методика также может быть использована при решении ряда практических задач по оценке выбросов углеводородов в атмосферу из резервуаров на нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов предприятий при расчетах платы за природопользование, нормативные и сверхнормативные выбросы.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Смоленцев, Василий Михайлович, Тюмень

1. Абдулаев JI.JL, Бланк В.В., Юфин В.А. Контроль в процессах транспорта и хранения нефтепродуктов. М.: Недра, 1990. - 263 с.

2. Абузова Ф.Ф. Исследование потерь от испарения нефтей и нефтепродуктов и эффективности средств сокращения их в резервуаре: Автореф. дисс. докт. техн. наук. Уфа: УНИ, 1975. - 334 с.

3. Абузова Ф.Ф., Теляшева Г.Д., Мишин А.Ф. Пути сокращения потерь углеводородов от испарения при хранении и транспортировке нефтей и нефтепродуктов. М.: ЦКИИТЭнергетики, 1989. - 57 с.

4. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Информационно-измерительные системы количественного учета нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1976.

5. Альтшуль А.Д. Местные гидравлические сопротивления при движении вязких жидкостей. М.: Гостоптехиздат, 1962.

6. Андрющенко А.И. Основы технической термодинамики реальных процессов. М.: Высшая школа, 1975.

7. Аниканова М.И., Гудкова И.Н. Современные методы контроля уровня. М.: Изд. ЦНИИТЭИприборостроения, 1978.

8. Антипьев В.Н., Земенков Ю.Д. Контроль утечек при трубопроводном транспорте жидких углеводородов. Тюмень: ТюмГНГУ, 1999. - 326 с.

9. Антонов В.П. Нормативно-техническая документация по охране окружающей среды и ее применение в нефтегазовой промышленности //Трубопроводный транспорт. 1997. - №3. - С. 31-35

10. Аренбристер В.В. Технико-экономический анализ потерь нефти и нефтепродуктов. М.: Химия, 1975. - 156 с.

11. П.Афанасьев В.А., Бобрицкий Н.В. Сооружение резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. М.: Недра 1981. - 190 с.

12. Бекнев B.C., Леонтьев А.И., Шабаров А.Б. и др. Газовая динамика: Учебник для вузов. М.: МГТУ им. Баумана, 1997. - 671 с.

13. Беннетт К.О., МайерсД.Е. Гидродинамика, теплообмен и массообмен. -М.: Недра, 1966.-726 с.

14. Большаков Г.Ф. Восстановление и контроль качества нефтепродуктов. -М.: Недра, 1990.-317 с.

15. Бородавкин П.П., Ким Б.И. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1981. - 159 с.

16. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новоселов В.Ф. и др. М.: Недра, 1981.-246 с.

17. Бронштейн И.С., Грошев Б.М., Гурьянов А.Ф. Технологические потери нефти в системах промыслового обустройства и пути их сокращения // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. - №8. - С. 21-24

18. Брот Р.А., Глазырина В.М. Экспериментальные исследования процесса истечения газонасыщенной жидкости через малые отверстия // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1980. - Вып. 7. - С. 19-20.

19. Бударов И.П. Потери от испарения моторных топлив при хранении. М.: ВНИИСТ, 1961.-264 с.

20. Бунчук В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 1977.-366 с.

21. Валявский Н.В., Диденко Е.К. Костин И.Г. Борьба с потерями светлых нефтепродуктов. Баку: Азнефтеиздат, 1937. - 83 с.

22. Власов А.В. Потери нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1984. - Вып. 9.-С. 88.

23. Голубцов В. А., Бегашев Р. 3. Автоматизация резервуарных парков НПС нефтепроводов Западной Сибири // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1976. - №9. - С. 29-31

24. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. - 296 с.

25. Гусейн-заде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979. -340 с.

26. Диагностика повреждений и утечек при трубопроводном транспорте многофазных углеводородов. Антипьев В.Н., Земенков Ю.Д., Шабаров А.Б. и др. Тюмень: «Вектор Бук», 2002. - 432 с.

27. Дубининский В.Г. Технико-экономическое обоснование строительства магистральных нефтепроводов. М.: «Недра», 1971. - 136 с.

28. Зайцев J1.A., Панарин В.В. Системы сбора и обработки информации для резервуарных парков. М.: Недра, 1984. - 152 с.

29. Зайцев JI.A. Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1982. - 240 с.

30. Земенков Ю.Д. Влияние солнечной радиации на испарение нефтей с открытой поверхности // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. научн. тр. ЗапСибНИГНИ. 1984. - Вып. 61. - С. 53-55

31. Евланов Л.Г., Кутузов В.А. Экспертные оценки в управлении. М.: Экономика, 1978. - 133 с.

32. Евтихин В. Ф., Малахова С. Г. Транспорт и хранение углеводородного сырья. М.-1981.-№1.-С. 16-17

33. Иванов Н.Д. Эксплуатационные и аварийные потери нефтепродуктов и борьба с ними. М.: Недра, 1973. - 160 с.

34. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. JL: Изд. ГЭИ, 1960.

35. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энерго-издат, 1981.

36. Кесельман Г.С., Махмудбеков Э.А. Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. М.: Недра, 1981. - 256 с.

37. Комментарий к Закону РФ «Об охране окружающей природной среды». -М, 1997.

38. Константинов Н.Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 360 с.

39. Коршунов Е.С., С.Г. Едигаров. Потери нефти, нефтепродуктов и газов и меры их сокращения. М.: Недра. 1966. - 120 с.

40. Краткий справочник физико-химических величин / Под ред. А.А. Равделя и A.M. Пономаревой. Л.: Химия, 1983.

41. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. Новосибирск: Наука, Сибирское отд., 1970.

42. Кучмент Л.С. О прогнозировании возможного загрязнения окружающей среды при авариях на магистральных нефтепроводах //Трубопроводный транспорт нефти. 1994. - №12. - С. 13-18

43. Лебедев В.М., Савицкий В.Б., Разумов В.В. Технико-экономическое проектирование, планирование и анализ работы предприятий нефтеснабжения. М.: «Недра», 1961. - 319 с.

44. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.

45. Лыщенко Л.З., Сидорова Н.В., Николов Г. Повышение надежности эксплуатации нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - С. 48

46. Мазур И.И. Катастрофу еще можно предотвратить // Нефть России. -1995. -№3.- С. 5-10

47. Мазур И.И. Разработка инженерно-экологических решений при строительстве и эксплуатации нефтегазотранспортных геотехническихсистем: Автореф. дисс. канд. тех. наук. М.: ГАНГ им. И.И. Губкина, 1995.-23 с.

48. Малышев Ю.М. и др. Экономика нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра, 1966.-183 с.

49. Малюшин И.А., Чепурский В.Н. Магистральные трубопроводы Западной Сибири. Тюмень: ИИА Пульс, 1996. - 132 с.

50. Метельков В.П., Тронов В.П. Борьба с потерями легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого давления // Нефтяное хозяйство. 1985. - №9. -С. 7-11

51. Математические модели сложных систем. Надежность и обработка информации: Сб. статей / Под ред. Н.Г. Баринова, В.П. Скитовича. JL: Изд-во ленинградского университета, 1986. - 180 с.

52. Методика по определению ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах Минтопэнерго. М.: ТрансПресс, 1996. - 66 с.

53. Методика расчета потерь нефти при авариях на магистральных нефтепроводах /В.Н.Антипьев, Ю.Д. Земенков, Н.А.Кудрявцева и др. -Тюмень: УМН 3 и СЗС, 1985. 46 с.

54. Методические подходы к нормированию естественной убыли / А.Г. Гумеров, И.С. Бронштейн, А.З. Батталов и др. // Трубопроводный транспорт. 1998. - №12. - С. 20-27

55. Методы определения вредных веществ в воздушной среде производственных помещений. ВНИИ охраны труда. М.: 1975. - 210с.

56. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1973.

57. Моделирование задач эксплуатационных систем трубопроводного транспорта / Е.И.Яковлев, В.Д.Куликов, А.В.Шибнев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 357 с.

58. Нгуен Чьеу Ньен, Ч.С. Гусейнов. Роль солнечной радиации в испарении легких фракций углеводородов в наземных и подводных резервуарах. Нефтяное хозяйство. 2000. - №4. С. 54-56

59. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1981. -№10. - С. 155-158

60. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. I. М.: Наука. Гл. ред. физ.- мат. лит., 1987. - 464 с.

61. Новоселов В.Ф., Блинов И.Г., Галимов И.К. Расчет потерь нефти от больших дыханий из стальных вертикальных резервуаров // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. - №2. - С. 49-51

62. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при хранении, приеме, отпуске и транспортировке. М.: Госснаб СССР , 1987. - 30 с.

63. О потерях Западно-Сибирских нефтей из резервуаров магистральных нефтепроводов / И.С. Бронштейн, В.П. Свиридов, П.Р. Ривкин и др. // Трубопроводный транспорт нефти Западной Сибири. Уфа, 1983. - С. 65-68 (Тр. ВНИИСПТнефть).

64. Панарин В. В. Методы и системы измерения количества нефти в резервуарных парках. М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1978.

65. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной промышленности. М.: Недра, 1986. - 120 с.

66. Перспективы нормативного обеспечения анализа риска магистральных нефтепроводов / М.В.Лисанов, В.Ф.Мартынюк, А.С.Печеркин и др. // Трубопроводный транспорт. 1996. - №8. - С. 8-9

67. Зарегистрировано Минюстом России 07.10.1999г., регистрационный № 1926.

68. Попова З.А. Теплоотражающие покрытия резервуаров для сокращения потерь нефтепродуктов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1975. - №10. - С. 20-21

69. Правила технической эксплуатации нефтебаз. М.: Недра, 1976.

70. Применение термодинамики в процессах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие / В. П. Руднев. Тюмень: ТГУ, 1979. - 109 с.

71. Проектирование и эксплуатация насосных станций / Перевощиков С.И. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1995. 148 с.

72. Проектирование и эксплуатация нефтебаз: Учебник для вузов / С.Г. Едигаров, В.М. Михайлов, А.Д. Прохоров, В.А. Юфин. М.: Недра, 1982. -280 с.

73. Рогачев М.К., Тугунов П.И., Болталина Е.Ф. Потери газонасыщенной нефти при транспорте по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1986. - №2. - С. 9-11

74. Рубан А.И. Методы оптимизации: Учебное пособие. Томск: Изд. ТГУ, 1976.-320 с.

75. Савицкий В.Б. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях транспорта и хранения нефти и газа. М.: «Недра», 1975. — 264 с.

76. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов /А.И.Гужов, В.Г.Титов, В.Ф.Медведев и др. М.: Недра, 1978. - 405 с.

77. Системный анализ газотранспортных магистралей Западной Сибири. / Е.И. Яковлев, В.А. Иванов, Г.В. Крылов. Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1989.-301 с.

78. Сполдинг Д.Б. Конвективный массоперенос. М.: Энергия, 1965. - 384 с.

79. Справочник по климату СССР. Выпуск 17. 4.5. Облачность и атмосферные явления. JI.: Гидрометеоиздат, 1969. - 208 с.

80. Старков М. В. К оценке потерь нефти и нефтепродуктов в нефтедобывающей промышленности и системе нефтеснабжения Франции // Транспорт и хранение углеводородного сырья. 1978. - №2. - С. 21-24

81. Телегин Л.Г., Ким Б.И., Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. М.: Недра, 1988. - 108 с.

82. Теория тепломассообмена / С.И. Исаев, И.А. Кожинов, В.И. Кофанов и др. Под ред. А.И. Леонтьева. М.: Высшая школа, 1979.

83. Теплотехника: Учеб. для вузов / В.Н. Луканин, М.Г. Шатров, Г.М. Камфер и др.; Под ред. В.Н. Луканина. 2-е изд., перераб. - М.: Высш. шк., 2000. -671 с.

84. Технологические процессы, направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах / В.П. Метельков, В.П. Тронов, Ф.Н. Нургалиев и др. // Нефтяное хозяйство. 1985. - №6. - С. 12-16

85. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродукте проводов. Губин В. Е., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. М.: Недра, 1968. - 154 с.

86. Ткачев О.А., Тугунов П.И. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении. М.: Недра, 1988. - 98 с.

87. Тронов В.П., Метельков В.П., Моргаев В.П. Совершенствование технологии улавливания легких фракций на промыслах // Нефтяное хозяйство. 1985. - №3. - С. 49-50

88. Трубопроводный транспорт углеводородного сырья / В.Д.Черняев, Е.И.Яковлев, А.С.Казак и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - 344 с.

89. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года № 116-ФЗ, (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 30, ст.3588).

90. Шабаров А.Б., Земенков Ю.Д., Смоленцев В.М. Физико-математическая модель процессов движения и испарения нефти в резервуарном парке нефтепровода // Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Вып. I. Тюмень: ТюмГУ, 2002г. - С. 62-70.

91. Фролов К. Д. Определение числа циклов при последовательной перекачке в зависимости от наличия резервуарной емкости // НИИтранснефти. -Bbin.IV. Изд. Недра, 1965.

92. Хабибуллина С.С. Оценка концентрации углеводородных паров в резервуаре при выделении газа из нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1976. - №6. - С. 11-13

93. Христенко С. И. Некоторые экономические аспекты борьбы с загрязнением окружающей среды при транспорте нефти. М.: ВНИИОНГ, 1981.-36 с.

94. Черникин В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М.: Гостоптехиздат, 1955.

95. Шицкова А. П., Новиков Ю.В. и др. Охрана окружающей среды в нефтеперерабатывающей промышленности. М.: Химия, 1980. - 174 с.

96. Шишкин Г. В. Справочник по проектированию нефтебаз. М.: Недра, 1978.

97. Эккер Э.Р., Дрейк P.M. Теория тепло- и массообмена. М.: Госэнергоиздат, 1961. - 620 с.

98. Яковлев В. С. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды. И.: Химия, 1987. - 152 е.:

99. Яковлев Е.И., В.Д. Куликов, А.В. Шибнев, и др. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - 358 с.

100. Alyeska flow resumes after 2-day shutdown. Oil and Gas J., 1979. №25. - P.67

101. Controle of volatic organic emissions from storage of petroleum liquids in fixed roofed tancs. ЕРА-450/Г-77-036, XII, 1977.

102. Bulletin of the Japan Petroleum Institute. 1974. - V. 16. - №2. - P. 132-139

103. Donellon V. Petrole et Techniques. 1977. - №247. - P. 101-104

104. Environ Pollut. 1975. - V. 8. - №1. - P. 45-54

105. Harpole G.M., Edwards D.K. Effects of radiation on evaporating droplets // International Journal of Heat and Mass Transfer. 1979. - V. 22. - P. 633-634

106. Informations chimie. 1975. -№145. - P. 291-296

107. Nafta. 1976. - V. 32. - №2. - P. 57-62

108. Oil, Gas and Petrochemical Equipment. 1982. - VII. - V. 28. - №9. - P. 27

109. Oil + Casfenerung. 1979. - №8. - P. 463-469

110. Revne de J'lnstitut du petrole. 1982, XI-XII. - V. 37. - №6. - P. 759-766

111. Pullin V.K. Pipeline design and codes of practice // Offshore Oil and Gas Pipeline Technol. Proc. Eur. Semin., London. 1978, s. a. 7-20, Discuss., 21 -25.

112. СПИСОК ОСНОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ1. РП резервуарный парк;

113. МН магистральный нефтепровод;

114. ЛПДС линейная производственная диспетчерская станция;

115. НПС нефтеперекачивающая станция;

116. ГП газовое пространство резервуара;

117. РВС резервуар вертикальный стальной;

118. ГУС газо-уравнительная система;1. ПВС паровоздушная смесь;1. ДК дыхательный клапан;

119. ОПС окружающая природная среда;

120. УЛФ установка улавливания легких фракций углеводородов;

121. ЖБР железо-бетонный резервуар;

122. ПДК предельно-допустимая концентрация;

123. ОБУВ ориентировочный безопасный уровень воздействия;