Потери нефти от испарения с поверхности грунта и воды

Подготовка товарного баланса

За отчетный период времени

 

Инвентаризация нефтепродуктов на объектах МТП

Инвентаризацию продукта в системе МТП проводят с целью проверки сохранности продукта, установления недостач или излишков, образовавшихся в межинвентаризационный период.

Основные положения по инвентаризации.

1. В МТП принято проводить инвентаризацию на 6⁰⁰ первого числа каждого месяца, что определено Законом РФ "О бухгалтерском учете" № 129-ФЗ.

Для проведения инвентаризации приказом по АО и по подразделениям АО создается постоянно действующая комиссия из числа работников данной организации при обязательном участии бухгалтера, возглавляет комиссию руководитель организации или его заместитель.

 

2. Инвентаризацию проводят без остановки перекачки, поэтому при проведении инвентаризации на всех объектах МТП необходимо:

- сверить показания часов;

- измерить уровни продукта в закачиваемых и откачиваемых резервуарах одновременно на 6⁰⁰ первого числа данного месяца.

В неработающих резервуарах инвентаризацию проводят заранее до 6⁰⁰.

 

3. Самотечные участки на момент инвентаризации желательно устранить перекрытием задвижки на нижнем участке трубопровода, их наличие может быть связано только с производственной необходимостью. Технологические трубопроводы станций должны быть полностью заполнены.

 

4. Массу продукта при инвентаризации определяют методами, представленными выше:

- в резервуарах и других емкостях (железнодорожные цистерны, автоцистерны и т.д.);

- в линейной части МТП вместе с отводами;

- в технологических трубопроводах станций;

- в технологическом оборудовании станций (насосы, фильтры, задвижки и т.д.).

 

5. Если на момент инвентаризации производится налив из резервуара в железнодорожные или автоцистерны, то массу нефтепродукта определяют по этому резервуару до начала налива.

 

6. Нефть или нефтепродукт, находящийся в цистернах, т.е. подготовленный к отгрузке, но не оформленный отгрузочными документами, учитывается в остатках.

 

7. Нефть или нефтепродукт, находящийся в цистернах и уже оформленный отгрузочными документами, учитывается также в остатках, но как продукт, находящийся в пути.

 

8. Фактическое наличие нефтепродукта на 6⁰⁰ первого числа отражается в актах инвентаризации или в инвентаризационных описях, которые составляются, как правило, в 3 экземплярах и подписываются членами инвентаризационных комиссий.

 

9. На основании выше сказанного составляются инвентаризационные описи нефтепродуктов:

а) в резервуарах, включая все расчеты массы (приложение 23, стр. 79 "Инструкции по учету на МНПП");

б) в линейной части МТП, включая расчет (приложение 24);

в) в технологическом оборудовании, включая расчет (приложение 26);

г) в технологических трубопроводах (приложение 25);

д) продукты, находящиеся в пути (приложение 28), по каждой станции, по каждому структурному подразделению и в целом по предприятию (приложение 29).

 

Потери нефти, нефтепродуктов при перекачке и хранении,

Их количественная оценка

Общие положения

При перекачке, хранении, наливе в железнодорожные цистерны возможны следующие виды потерь:

- естественная убыль при приёмо-сдаточных операциях по резервуарам и при хранении;

- естественная убыль при транспортировке, связанная с неплотностями оборудования (уплотнения насосов, сальники задвижек и т.д.)

- потери, связанные с проведением ремонта оборудования и МТП (зачистка резервуаров, врезки катушек, замена участков и т.д.);

- разовые потери при повреждениях и авариях на МТП и ПС;

- потери, связанные с хищениями продукта.

 

Величину потерь от естественной убыли определяют в соответствии с РД 153-39.4-033-98 "Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приёме, транспортировании, хранении и отгрузке на объектах МНПП", утвержденным Минтопэнерго 04.09.98.

Основные положения этого документа.

1. Естественная убыль – это потери, которые являются следствием физико-химических свойств нефтепродукта, воздействия метеорологических факторов, несовершенства средств защиты нефтепродукта от испарения и налипания при транспортировке, хранении, приёме и отгрузке.

 

2. Норма естественной убыли – это предельно допустимая величина потерь нефтепродукта при товаро-транспортных операциях.

 

3. В нормах потерь отсутствуют потери при зачистках, ремонтах, нефтебазовых перекачках.

 

4. Для расчета естественных потерь нефтепродукты разделены на 5 групп:

 

I – бензины автомобильные всех марок;

II – топливо реактивное Т-2;

III - топливо реактивное всех остальных марок;

IV – топливо дизельное марок "Зимнее" и "Арктическое";

V - топливо дизельное всех других марок, топливо печное бытовое.

 

Кроме того, нефтепродуктопроводы распределены по климатическим поясам:

пояс 2 – РФ – Сибирь и Северный Казахстан;

пояс 3 – РФ – вся центральная часть, республики Беларусь, Украина, Литва, Латвия;

пояс 4 – РФ – кавказские республики, области Волгоградская и Ростовская, Краснодарский край, Ставропольский край, Украина – Прикарпатье и Закарпатье.

 

5. Нормы установлены для двух периодов: осенне-зимний и весенне-летний.

Нормы установлены:

- при приёмо-сдаточных операциях и при хранении в тоннах на 1 т нефтепродукта;

- при перекачке – на 1 т продукта, перекачиваемого на 100 км;

- при длительном простое – на 1 т продукта, находящегося в линейной части.

Потери при перекачке равны

 

Q = 0,01MLN_л

где

M – масса перекачиваемого продукта;

L – длина трубопровода, км;

N_л – норма естественной убыли при перекачке.

 

6. При операции приёмки нефтепродукта в резервуары норму естественной убыли на приём начисляет организация, сдающая нефтепродукт.

Норму естественной убыли на откачку из резервуара и на хранение начисляет организация, принимающая нефтепродукт.

При приёмке нефтепродукта из железнодорожных цистерн норму потерь при транспортировке начисляет организация, принимающая нефтепродукт.

 

7. Нормы потерь продукта не учитываются при приёме-сдаче продукта по счетчикам.

 

8. Естественная убыль при отпуске в железнодорожные цистерны рассчитывается организацией, отгружающей продукт, если масса налитого продукта определяется по железнодорожной цистерне, и организацией, принимающей нефтепродукт, если масса отгруженного продукта определялась по резервуарам или по счетчикам отгружающего предприятия (предприятия-поставщика).

 

9. При сдаче продукта по отводам в резервуары нефтебаз естественная убыль при приёмке рассчитывается организацией МТП.

 

10. Определение потерь при авариях и повреждениях производится в соответствии с действующей инструкцией по расследованию, учету аварий и повреждения технологических объектов МТП.

При авариях потери определяются в зависимости от ситуации.

 

а) Если имеет место свищевое отверстие в стенке резервуара, то применяют положения гидравлики по истечению жидкости из отверстий в тонкой стенке (см. рис. 5.1) [6].

 

 

Рис. 5.1 – Схема истечения жидкости из отверстия в тонкой стенке

 

d₀ – диаметр отверстия;

d_c – диаметр струи;

f₀ – площадь сечения отверстии;

f_c – площадь сечения струи;

H – высота слоя жидкости над отверстием, т.е. напор при истечении из отверстия

 

При изучении данных явлений было обнаружено, что при истечении жидкости из отверстия в тонкой стенке происходит сужение струи, т.е.

d_c < d₀, f_c< f₀.

Отношение f_c / f₀ = ε было названо коэффициентом сжатия струи.

Для определения скорости истечения составляется уравнение Бернулли для сечений 1-1, 2-2 и плоскости сравнения О-О, которое для идеальной жидкости имеет вид (ур. 5.1)

, (5.1)

 

или

,

 

, .

 

Так как принята идеальная жидкость, то V_ист = V_теорет.

Для реальной жидкости необходимо учесть потери напора при прохождение через отверстие, т.е. местные потери. Тогда уравнение Бернулли запишется следующим образом:

 

, (5.2)

тогда

.

Отношение V_действ / V_теор = φ - называется коэффициентом скорости.

Величина μ = φε называется коэффициентом расхода.

 

Если известно V_действ и f_о, то можно применить следующее уравнение для определения расхода жидкости через отверстие:

, (5.3)

Обычно принимают ε = 0,64, φ = 0,97.

Тогда μ ~ 0,62. Эта величина μ наиболее часто используется в расчетах.

 

 

б) Если имеется малое отверстие в теле действующего трубопровода или коррозионный свищ, то расход определяется по этому же уравнению:

. (5.4)

Под величиной Н в этом случае понимается напор в трубе в месте выхода продукта.

 

 

в) Для остановленного трубопровода авторы В. В. Новожёлов и др. [7] в случае малых отверстий предлагают методику расчета, основанную на предположении, что площадь сечения отверстия настолько мала, что жидкость в трубопроводе можно считать покоящейся, тогда распределение давления в трубопроводе будет подчиняться основному уравнению гидродинамики (см. рис.5.2).

Из схемы видно, что при истечении жидкости из отверстия над зеркалом жидкости образуется свободная полость А с давлением Р_ост..

Давление в трубопроводе на уровне отверстия равно Р_внутр.

Рис. 5.2.

 

По основному уравнению гидростатики

 

Р_внутр = Р_ост + ρg(Z_ж – Z_отв) = P_ост + ρg(ΔZ). (5.5)

 

Естественно, что освободившееся пространство полости А будет заполняться испаряющейся паровой фазой с давлением, равным давлению насыщенных паров перекачиваемой жидкости при температуре в трубопроводе, т.е. Р_ост. В то же время зона А – это зона сниженного давления по отношению к атмосферному давлению, так как воздух через отверстие и слой жидкости не может попасть в зону А, разрежение в этой зоне равно Р_{вакуума}.

Тогда

Р_ост = Р_атм – Р_{вакуума}.

Тогда

Р_внутр = ρg(ΔZ) – (Р_атм – Р_{вакуума}).

Так как истечение происходит в окружающую среду, то

Р_ист = Р_внутр + Р_атм = ρg(ΔZ) – Р_{вакуума}.

или напор при истечении равен:

.

Расход жидкости через отверстие запишется в виде уравнения 5.6:

. (5.6)

При использовании этого уравнения в практических расчетах
ΔZ = Z_ж - Z_отв, где за Z_ж принимают максимальную отметку профиля трубопровода, которая оказывает влияние на процесс истечения (см. рис. 5.3.):

 

Рис. 5.3

 

г) При авариях с разрывом трубопровода потери определяются по дополнительным инструкциям, действующим в системе МТП [8].

Основные формулы для определения потерь:

П = А + Б – В – Г, (5.7)

 

А – количество продукта, необходимое для заполнения трубопровода после аварии. Рассчитывается от момента пуска насосных агрегатов на головной ЛПДС до момента поступления продукта в резервуар конечного пункта.

Б – количество продукта, вышедшее на рельеф от момента разрыва до
момента остановки перекачки.

В – количество продукта, поступившее в емкости конечного пункта или промежуточных станций или нефтебаз с момента разрыва трубопровода до закрытия приёмных задвижек.

Г – количество продукта, собранное с места аварии.

 

Величина П, полученная 1 способом, проверяется анализом грунта, отобранного на месте аварии, на содержание в нем нефтепродукта.

Количество проб, места отбора проб определяются комиссией по расследованию аварии.

Потери в грунт проверяются произведением объёма замазученного грунта на концентрацию в нём нефтепродукта, выраженную в кг/м³:

П_гр = V_гр а, кг.

 

Кроме того, необходимо учитывать потери от испарения разлившегося продукта П_исп.

В результате получаем равенство:

П_гр + П_исп ~ П. (5.8)

 

В литературе [ ] приведены эмпирические методики расчета, которые позволяют ориентировочно оценить потери нефти, нефтепродуктов от инфильтрации в грунт и от испарения в окружающую среду.

Потери нефти от испарения с поверхности грунта и воды

Потери нефти от испарения с поверхности грунта и воды выражаются формулой 5.9 [9]:

 

G_{п. в} = σ_п ρV_{н. п}, (5.9)

где

σ_п – массовая доля испарившейся нефти от общей массы истечения определяется по формуле 5.10;

ρ, V_{н. п} – плотность и объём нефти, находящейся на поверхности грунта или воды;

; (5.10)

 

А_0, А₁, В₀, В₁, В₂ – коэффициенты, зависящие от условий испарения, таблица 10.16.

τ – продолжительность испарения, мин.;

ω_в – скорость ветра на поверхности испарения;

h_н.п – высота слоя испаряющейся нефти;

t_н.п – средняя температура нефти за период испарения.

 

Параметр Ф_р вычисляется по формуле 5.11:

 

(5.11)