RU2783130C1 - Method for determining hydrocarbon emissions from tanks into the atmosphere - Google Patents
Method for determining hydrocarbon emissions from tanks into the atmosphere Download PDFInfo
- Publication number
- RU2783130C1 RU2783130C1 RU2021116931A RU2021116931A RU2783130C1 RU 2783130 C1 RU2783130 C1 RU 2783130C1 RU 2021116931 A RU2021116931 A RU 2021116931A RU 2021116931 A RU2021116931 A RU 2021116931A RU 2783130 C1 RU2783130 C1 RU 2783130C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tank
- volume
- oil
- petroleum
- gas space
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 29
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 8
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 claims description 23
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 230000000241 respiratory Effects 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 33
- 230000029058 respiratory gaseous exchange Effects 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 210000000188 Diaphragm Anatomy 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Область изобретенияField of invention
Изобретение относится к транспорту и хранению нефти и нефтепродуктов, в частности, к методам контроля выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу.The invention relates to the transport and storage of oil and petroleum products, in particular, to methods for controlling emissions of hydrocarbons from tanks into the atmosphere.
Уровень техникиState of the art
Известен прямой метод определения потерь нефти/нефтепродукта от испарения расчетно-экспериментальным путем по концентрации и средней плотности паров, вытесняемых из резервуаров [РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации / В кн. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1 / Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002]. Потери углеводородов за одно наполнение резервуара рассчитывают по формуле В.И. Черникина [Черникин В.И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М.: Гостоптехиздат, 1955. 518 с.]A known direct method for determining the loss of oil / oil products from evaporation by calculation and experiment by the concentration and average density of vapors displaced from tanks [RD 153-39-019-97 Guidelines for determining the technological losses of oil at the enterprises of oil companies of the Russian Federation / In the book. Industrial safety in gas processing industries: Collection of documents. Series 08.
где Сср - средняя объемная концентрация углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения,where C cf is the average volumetric concentration of hydrocarbons in the outgoing vapor-air mixture for the entire period of filling,
C0, C1, С2, С3 - объемная концентрация углеводородов в выходящей из резервуара паровоздушной смеси в начале наполнения, в двух промежуточных точках и в конце наполнения, доли единицы;C 0 , C 1 , C 2 , C 3 - volumetric concentration of hydrocarbons in the vapor-air mixture leaving the tank at the beginning of filling, at two intermediate points and at the end of filling, fractions of a unit;
Сн, Тн, Vн, Рн - объемная концентрация углеводородов и температура в газовом пространстве резервуара, а также объем газового пространства (ГП) резервуара и давление в нем в начале заполнения;C n , T n , V n , P n - volume concentration of hydrocarbons and temperature in the gas space of the reservoir, as well as the volume of the gas space (GP) of the reservoir and the pressure in it at the beginning of filling;
Ск, Тк, Vк, Рк - то же в конце заполнения;C to , T to , V to , P to - the same at the end of filling;
ρ0 - средняя плотность паров углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения.ρ 0 - the average density of hydrocarbon vapors in the outgoing steam-air mixture for the entire period of filling.
Среднюю плотность углеводородной части паров нефти/нефтепродукта определяют по результатам хроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ 14920.The average density of the hydrocarbon part of the oil/oil product vapor is determined by the results of chromatographic analyzes of the composition of samples of the vapor-air mixture according to GOST 14920.
Концентрацию углеводородов определяют не менее 8 раз за время заполнения резервуара по анализам проб паровоздушной смеси на газоанализаторах или хроматографах. Концентрацию углеводородов в паровоздушной смеси (ПВС) определяют, как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.The concentration of hydrocarbons is determined at least 8 times during the filling of the reservoir by analyzing samples of the vapor-air mixture on gas analyzers or chromatographs. The concentration of hydrocarbons in the vapor-air mixture (PVA) is determined as the arithmetic mean of all values during the filling of the reservoir.
Недостатком данного метода является высокая трудоемкость отбора и анализа большого количества проб ПВС, а также игнорирование того факта, что объем ПВС, вытесняемой в атмосферу при операциях с легкоиспаряющимися нефтепродуктами, как правило, превышает объем закачки.The disadvantage of this method is the high laboriousness of taking and analyzing a large number of PVA samples, as well as ignoring the fact that the volume of PVA displaced into the atmosphere during operations with volatile oil products, as a rule, exceeds the injection volume.
Известны косвенные методы определения выбросов паров нефти/нефтепродукта по изменению их физико-химических свойств (давления насыщенных паров, углеводородного состава углеводородной жидкости в пробах, отобранных до и после резервуара) [РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации/ В кн. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1 / Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002]. Недостатком косвенных методов, помимо высокой трудоемкости, является существенно меньшая точность измерений.There are known indirect methods for determining emissions of oil/oil product vapors by changing their physical and chemical properties (saturated vapor pressure, hydrocarbon composition of the hydrocarbon liquid in samples taken before and after the reservoir) [RD 153-39-019-97 Guidelines for determining the technological losses of oil at the enterprises of oil companies of the Russian Federation / In the book. Industrial safety in gas processing industries: Collection of documents. Series 08.
Известен расчетный метод определения выбросов паров нефти/нефтепродукта за год по эмпирическим формулам, в которых используются числовые коэффициенты, зависящие от коэффициента оборачиваемости резервуаров, давления насыщенных паров нефти/нефтепродукта [Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров с дополнениями НИИ Атмосфера (утверждены приказом №199 от 08.04.98). М.: Госкомитет РФ по охране окружающей среды, 1999. 38 с.]. Недостаток данного метода - это низкая точность, т.к. фактические условия выбросов не учитываются, а многочисленные эмпирические формулы, используемые в расчете, имеют высокую погрешность.There is a known calculation method for determining emissions of oil/oil product vapors for the year according to empirical formulas that use numerical coefficients depending on the turnover ratio of tanks, the pressure of saturated vapors of oil/oil product [Guidelines for determining emissions of pollutants into the atmosphere from tanks with additions of the Research Institute Atmosphere ( approved by order No. 199 of 04/08/98). M.: RF State Committee for Environmental Protection, 1999. 38 p.]. The disadvantage of this method is its low accuracy, because actual emission conditions are not taken into account, and numerous empirical formulas used in the calculation have a high error.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является прямой метод определения выброса паров нефти/нефтепродукта от испарения измерением объема ПВС, вытесняемой из резервуара, а также концентрации и средней плотности паров [РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации / В кн. Промышленная безопасность на газоперерабатывающих производствах: Сборник документов. Серия 08. Выпуск 1 / Колл. авт. - М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2002]. Величина выброса рассчитывается путем умножения средней плотности вытесняемых из резервуаров углеводородных паров, приведенных к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, на объемную концентрации углеводородов в выходящей из резервуара ПВС и на объем паровоздушной смеси, приведенный к давлению 0,101 МПа и температуре 273 К, вышедшей из резервуара за контролируемый промежуток времени.The closest to the proposed technical essence is a direct method for determining the release of oil/oil product vapors from evaporation by measuring the volume of PVA displaced from the reservoir, as well as the concentration and average density of vapors [RD 153-39-019-97 Guidelines for determining the technological losses of oil per enterprises of oil companies of the Russian Federation / In the book. Industrial safety in gas processing industries: Collection of documents. Series 08.
При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.When calculating the average vapor density based on the results of chromatographic analyzes, the arithmetic mean value is taken.
Концентрация углеводородов в ПВС определяется как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.The concentration of hydrocarbons in PVA is determined as the arithmetic mean of all values during the filling of the reservoir.
Объем паровоздушной смеси, выходящей из резервуаров, измеряют ротационными газовыми счетчиками, выбираемыми по максимально ожидаемой производительности; нормальными диафрагмами или анемометрами, смонтированными на монтажных патрубках дыхательной арматуры резервуаров.The volume of the steam-air mixture leaving the tanks is measured by rotary gas meters, selected according to the maximum expected performance; normal diaphragms or anemometers mounted on the mounting nozzles of the breathing valves of the tanks.
Недостатками данного метода являются высокая трудоемкость отбора и анализа большого количества проб ПВС, а также высокая погрешность определения объема ПВС, вышедшей из резервуара, в связи с недостаточной герметичностью крыши, люков и верхних поясов резервуара.The disadvantages of this method are the high laboriousness of the selection and analysis of a large number of PVA samples, as well as the high error in determining the volume of PVA released from the tank, due to insufficient tightness of the roof, hatches and upper belts of the tank.
Предлагаемое изобретение решает задачу уменьшения трудоемкости и повышения точности определения выбросов.The present invention solves the problem of reducing the complexity and improving the accuracy of determining emissions.
Краткое описание чертежейBrief description of the drawings
Настоящее изобретение поясняется рисунком (фиг 1).The present invention is illustrated by the drawing (Fig. 1).
На фиг. 1 изображена схема оснащения резервуара для нефти/нефтепродукта приборами для выполнения измерений, их обработки и хранения.In FIG. 1 shows a diagram of equipping an oil / oil product tank with instruments for performing measurements, processing and storing them.
По фиг. 1 в газовом пространстве резервуара 1 размещаются датчики температуры 4, давления 5 и уровня нефти/нефтепродукта 6, а в монтажном патрубке дыхательной арматуры - датчики расхода ПВС 7 и содержания кислорода в ней 3. Для приема и обработки показаний датчиков в режиме «онлайн» используется устройство обработки и записи информации 8.According to FIG. 1,
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
При начале движения ПВС в монтажном патрубке дыхательной арматуры по сигналу датчика расхода 7 устройство 8 фиксирует значения температуры, давления и объема газового пространства резервуара, а также содержания кислорода в ПВС, вытесняемой из резервуара на данный момент времени. При прекращении движения ПВС в монтажном патрубке дыхательной арматуры по сигналу датчика расхода 7 устройство 8 снова фиксирует значения температуры, давления и объема газового пространства резервуара, а также содержания кислорода в ПВС, вытесняемой из резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара.When the PVA starts moving in the mounting pipe of the breathing fittings, according to the signal from the
Кроме того, периодически (например, 1 раз в сутки) производят отбор пробы нефти/нефтепродукта, находящейся в резервуаре, которую подвергают анализу с целью определения молярной массы ее/его паров.In addition, periodically (for example, once a day) a sample of the oil/oil product in the tank is taken, which is analyzed to determine the molar mass of its/its vapors.
На основании полученных данных для каждого выброса вычисляют:Based on the data obtained, for each outlier, the following is calculated:
- среднее содержание углеводородов в 1 м3 паровоздушной смеси;- the average content of hydrocarbons in 1 m 3 of the vapor-air mixture;
- средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки.- the average coefficient of excess of the volume of the steam-air mixture displaced into the atmosphere over the injection volume.
Далее рассчитывают массу выброса углеводородов в атмосферу по формулам:Next, the mass of hydrocarbons released into the atmosphere is calculated using the formulas:
- при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом- when filling the tank with oil / oil product
- при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта- during stationary storage of oil / oil product
где: my - среднее содержание углеводородов в 1 м3 паровоздушной смеси;where: m y - the average content of hydrocarbons in 1 m 3 of the vapor-air mixture;
Kп - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки;K p - the average coefficient of excess of the volume of the steam-air mixture displaced into the atmosphere, over the injection volume;
Тн, Vн, Рг1 - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;T n , V n , R g1 - temperature, volume and pressure of the gas space of the tank at the beginning of the movement of the PVA in the mounting pipe of the tank;
Тк, Vк, Рг2 - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;T c , V c , R g2 - temperature, volume and pressure of the gas space of the tank at the moment of the cessation of the movement of the PVA in the mounting pipe of the tank;
Vг - объем газового пространства резервуара в процессе хранения;V g - the volume of the gas space of the tank during storage;
сн, ск - объемная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара соответственно в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара и на момент прекращения (в конце) движения ПВС в монтажном патрубке резервуара.с н , с к - volumetric concentration of hydrocarbons in the gas space of the reservoir, respectively, at the beginning of the movement of the PVA in the mounting pipe of the tank and at the moment of termination (at the end) of the movement of the PVA in the mounting pipe of the tank.
Для определения значений температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смесиTo determine the values of temperature, pressure and level of oil / oil product, oxygen content in the steam-air mixture displaced from the tank
Значения температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси, а также моментов начала и окончания выброса углеводородов фиксируют по показаниям датчиков.The values of temperature, pressure and level of oil/oil product, oxygen content in the vapor-air mixture displaced from the tank, as well as the moments of the beginning and end of the release of hydrocarbons are recorded according to the readings of the sensors.
Представленное описание осуществления настоящего изобретения иллюстрирует работу предложенного способа определения выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу. При этом объем данного изобретения определяется прилагаемой формулой изобретения с учетом возможных эквивалентных признаков.The present description of the implementation of the present invention illustrates the operation of the proposed method for determining emissions of hydrocarbons from reservoirs into the atmosphere. The scope of this invention is defined by the attached claims, taking into account possible equivalent features.
Claims (13)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2783130C1 true RU2783130C1 (en) | 2022-11-09 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2152341C1 (en) * | 1999-04-02 | 2000-07-10 | ООО "Подземгазпром" | Method of determining oil product loses in underground storage |
US6582025B2 (en) * | 2001-08-03 | 2003-06-24 | Crescent Technology, Inc. | Sulfur storage method |
RU118621U1 (en) * | 2012-04-04 | 2012-07-27 | Федеральное автономное учреждение "25 Государственный научно-исследовательский институт химмотологии Министерства обороны Российской Федерации | LABORATORY INSTALLATION FOR DETERMINING THE LOSS OF OIL PRODUCT FROM EVAPORATION AT THE FILLING OF VERTICAL RESERVOIRS |
RU2541695C1 (en) * | 2013-10-04 | 2015-02-20 | Олег Петрович Бузенков | Method for determining losses of oil and oil products in result of evaporation at storage and transportation |
RU2681790C2 (en) * | 2017-06-07 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ "ЛУЧ" | System for automatic measurement of gas content and vortex degassing of drilling fluid |
RU200344U1 (en) * | 2020-07-03 | 2020-10-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | DEVICE FOR MEASURING AIR FLOW CONTAMINATION WITH AEROSOLS AND EMISSIONS OF LIQUEFIED NATURAL GAS VAPORS |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2152341C1 (en) * | 1999-04-02 | 2000-07-10 | ООО "Подземгазпром" | Method of determining oil product loses in underground storage |
US6582025B2 (en) * | 2001-08-03 | 2003-06-24 | Crescent Technology, Inc. | Sulfur storage method |
RU118621U1 (en) * | 2012-04-04 | 2012-07-27 | Федеральное автономное учреждение "25 Государственный научно-исследовательский институт химмотологии Министерства обороны Российской Федерации | LABORATORY INSTALLATION FOR DETERMINING THE LOSS OF OIL PRODUCT FROM EVAPORATION AT THE FILLING OF VERTICAL RESERVOIRS |
RU2541695C1 (en) * | 2013-10-04 | 2015-02-20 | Олег Петрович Бузенков | Method for determining losses of oil and oil products in result of evaporation at storage and transportation |
RU2681790C2 (en) * | 2017-06-07 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ "ЛУЧ" | System for automatic measurement of gas content and vortex degassing of drilling fluid |
RU200344U1 (en) * | 2020-07-03 | 2020-10-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | DEVICE FOR MEASURING AIR FLOW CONTAMINATION WITH AEROSOLS AND EMISSIONS OF LIQUEFIED NATURAL GAS VAPORS |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Johnson et al. | Mechanical response of sediments to bubble growth | |
EP2596346B1 (en) | Automated analysis of pressurized reservoir fluids | |
Tohjima | Method for measuring changes in the atmospheric O2/N2 ratio by a gas chromatograph equipped with a thermal conductivity detector | |
Legret et al. | Static still for measuring vapor-liquid equilibria up to 50 bar | |
RU2783130C1 (en) | Method for determining hydrocarbon emissions from tanks into the atmosphere | |
Mejía et al. | Isobaric vapor–liquid equilibrium and isothermal surface tension for hexane+ cyclopentyl methyl ether binary mixture: Experimental determinations and theoretical predictions | |
Zhang et al. | An improved static–analytic apparatus for vapor–liquid equilibrium (PTxy) measurement using modified in-situ samplers | |
Bian et al. | Measurement and correlation of compressibility factor of high CO2-content natural gas | |
Levitin et al. | Determining fuel losses in storage tanks based on factual saturation pressures | |
RU2751877C1 (en) | Method for determining water content in crude oil assay | |
US20160341645A1 (en) | Inline multiphase densitometer | |
RU2414703C1 (en) | Method of determining shelf life of motor petrol | |
RU2561660C1 (en) | Method to detect losses of oil and oil products from evaporation under in-breathing of reservoirs | |
Hogendoorn et al. | Practical experiences obtained with the magnetic resonance multiphase flowmeter | |
RU2292546C1 (en) | Method of evaluating induction period of motor gasolines | |
RU2795509C2 (en) | Method for improving the reliability of the results of cyclic determination of the water content of produced oil | |
RU118621U1 (en) | LABORATORY INSTALLATION FOR DETERMINING THE LOSS OF OIL PRODUCT FROM EVAPORATION AT THE FILLING OF VERTICAL RESERVOIRS | |
RU2263301C1 (en) | Method of determining kinematical viscosity of aircraft fuels | |
RU2779339C1 (en) | Method for determining losses of oil and oil products from small breaths during storage in tanks | |
RU2813905C1 (en) | Method of determining mass of oil or oil products losses from evaporation in emissions of vapour-air mixture during filling into transport tanks | |
RU2243536C1 (en) | Method of determining gas concentration in liquid | |
RU2706049C1 (en) | Method for determination of pressure of saturated vapor of high pour point oil | |
RU2791832C1 (en) | Method for measuring the mass of oil hydrocarbons contained in water discharged through pipeline valves during drainage fo reservoirs and tanks of oil and gas processing enterprises | |
RU2689284C1 (en) | Method for measuring medium density | |
Stenby et al. | A new apparatus for studies of near critical hydrocarbon fluids: Part I: PVT, density, and viscosity |