Способ определения выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу

Авторы патента:

E21B47/00 - Исследование буровых скважин (регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08; геофизический каротаж G01V)

B65D90/50 - устройства индикации утечки (испытание устройств на герметичность G01M 3/00)

Владельцы патента RU 2783130:

Тарасова Татьяна Викторовна (RU)

Изобретение относится к транспорту и хранению нефти и нефтепродуктов, в частности к методам контроля выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу. Способ предусматривает измерение уровня и отбор пробы находящейся в резервуаре нефти/нефтепродукта, а также измерение температуры и давления в газовом пространстве резервуара, а также содержание кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси (ПВС). Исходя из полученных данных вычисляют массу выброса углеводородов в атмосферу при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом по формуле при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта вычисляют по формуле -где: m_y - среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси; K_п - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки; Т_н, V_н, Р_г1 - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара; Т_к, V_к, Р_г2 - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара; V_г - объем газового пространства резервуара в процессе хранения; с_н, с_к - 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. Полученные значения выбросов суммируют за сутки, неделю или другой необходимый период времени, при этом в рамках этого же периода производят определение молярной массы паров нефти/нефтепродукта, закачиваемой/находящейся в резервуаре. Обеспечивается уменьшение трудоемкости и повышение точности определения выбросов углеводородов в атмосферу, а также расширение арсенала технических средств. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Область изобретения

Изобретение относится к транспорту и хранению нефти и нефтепродуктов, в частности, к методам контроля выбросов углеводородов из резервуаров в атмосферу.

Уровень техники

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.]

где С_ср - средняя объемная концентрация углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения,

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;

С_н, Т_н, V_н, Р_н - объемная концентрация углеводородов и температура в газовом пространстве резервуара, а также объем газового пространства (ГП) резервуара и давление в нем в начале заполнения;

С_к, Т_к, V_к, Р_к - то же в конце заполнения;

ρ₀ - средняя плотность паров углеводородов в выходящей паровоздушной смеси за весь период заполнения.

Среднюю плотность углеводородной части паров нефти/нефтепродукта определяют по результатам хроматографических анализов состава проб паровоздушной смеси по ГОСТ 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.

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.

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.

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.

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.

При расчете средней плотности паров по результатам хроматографических анализов принимается среднеарифметическое значение.

Концентрация углеводородов в ПВС определяется как среднеарифметическое всех значений за время заполнения резервуара.

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.

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.

Предлагаемое изобретение решает задачу уменьшения трудоемкости и повышения точности определения выбросов.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение поясняется рисунком (фиг 1).

На фиг. 1 изображена схема оснащения резервуара для нефти/нефтепродукта приборами для выполнения измерений, их обработки и хранения.

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.

Способ реализуется следующим образом.

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.

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.

На основании полученных данных для каждого выброса вычисляют:

- среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси;

- средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки.

Далее рассчитывают массу выброса углеводородов в атмосферу по формулам:

- при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом

- при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта

где: m_y - среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси;

K_п - средний коэффициент превышения объема паровоздушной смеси, вытесненной в атмосферу, над объемом закачки;

Т_н, V_н, Р_г1 - температура, объем и давление газового пространства резервуара в начале движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;

Т_к, V_к, Р_г2 - температура, объем и давление газового пространства резервуара на момент прекращения движения ПВС в монтажном патрубке резервуара;

V_г - объем газового пространства резервуара в процессе хранения;

с_н, с_к - 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.

Для определения значений температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси

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.

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.

1. Способ определения выброса паров углеводородов из резервуаров в атмосферу, предусматривающий измерение уровня нефти/нефтепродукта, находящейся в нем, а также отбор пробы нефти/нефтепродукта, отличающийся тем, что в начале и при прекращении движения паровоздушной смеси (ПВС) в монтажном патрубке дыхательной арматуры измеряют температуру и давление в газовом пространстве резервуара, а также содержание кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси, исходя из полученных данных вычисляют массу выброса углеводородов в атмосферу по формулам:

при заполнении резервуара нефтью/нефтепродуктом

при неподвижном хранении нефти/нефтепродукта

где m_y - среднее содержание углеводородов в 1 м³ паровоздушной смеси;

V_г - объем газового пространства резервуара в процессе хранения;

с_н, с_к - 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;

полученные значения выбросов суммируют за сутки, неделю или другой необходимый период времени, при этом в рамках этого же периода производят определение молярной массы паров нефти/нефтепродукта, закачиваемой/находящейся в резервуаре.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для определения моментов начала и окончания выброса углеводородов используют датчик расхода паровоздушной смеси, при этом значения температуры, давления и уровня нефти/нефтепродукта, содержания кислорода в вытесняемой из резервуара паровоздушной смеси также фиксируют по показаниям датчиков.

Изобретение относится к области автоматизированного анализа и обработки скважинных данных, получаемых в процессе и после бурения. В соответствии с предлагаемым способом собирают исходные скважинные данные, содержащие по меньшей мере один тип данных, выбранных из группы, содержащей данные, характеризующие процесс бурения и представляющие собой результаты измерений с датчиков, расположенных на поверхности, и данные каротажа в каждый момент времени.

Система и способ калибровки и проверки скважинного датчика направления, компьютерное устройство и компьютерочитаемый носитель // 2781433

Группа изобретений относится к системе и способу калибровки и проверки скважинного датчика направления, компьютерному устройству и компьютерочитаемому носителю. Система содержит первую трехосную катушку Гельмгольца, вторую трехосную катушку Гельмгольца, калибровочный поворотный стол с подогревом, промышленный компьютер управления, систему сбора сигналов датчика и датчик направления.

Способ мониторинга добывающих горизонтальных скважин // 2781311

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает использование трассеров-меток, характеризующих работу скважины, с последующим анализом содержания трассеров-меток в скважинной жидкости.

Контейнер для спуска приборов на колонне насосно-компрессорных труб // 2779625

Изобретение относится к устройствам для геолого-промысловых и геофизических исследований скважин. Устройство предназначено для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины, в частности при эксплуатации двух разобщенных пакером объектов разработки.

Способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа // 2779520

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для замеров массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода газа блоком измерения продукции скважины (БИПС) в условиях отбора газа из затрубного пространства скважины для увеличения депрессии на пласт и ее дебита.

Способ измерения газового фактора нефти // 2779284

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды передвижными замерными установками. Технической результатом является обеспечение возможности измерения свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины значительного количества пластовой воды.

Способ проведения индукционного гамма-нейтронного каротажа на скважине с большим поглощением жидкости и ограничениями эксплуатации колонной малого диаметра // 2778633

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подготовке скважины и проведении геофизического исследования индукционного гамма-нейтронного каротажа (ИГН) по колонне НКТ в условиях высокого поглощения вскрытых ранее объектов разработки на скважинах малого диаметра, с целью доразведки объекта разработки, определения нефтенасыщенных толщин, подсчета запасов углеводородов в коллекторах.

Установка для определения температуры насыщения жидких углеводородов парафином // 2778221

Изобретение относится к установке для определения температуры насыщения жидких углеводородов парафином. Установка для определения температуры насыщения жидких углеводородов парафином включает в себя первый, второй насосы высокого давления и устройство для проведения исследований.

Способ повышения информативности трассерных исследований в нефтегазовых месторождениях // 2776786

Изобретение относится к способу повышения информативности трассерных исследований в нефтегазовых месторождениях. Способ включает планирование исследований путем выбора объекта исследований, конкретного опытного участка, на территории которого имеются нагнетательные скважины и добывающие скважины.

Способ определения оптимальной компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения // 2776551

Изобретение относится к способу определения компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения. Способ определения оптимальной компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения включает выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины, изменение объемов закачки вытесняющего агента в процессе разработки.

Способ диффузии индикаторного газа и способ испытания мембраны на герметичность // 2782507

Группа изобретений относится к области исследования устройств на герметичность и может быть использована для обнаружения утечки в уплотнительной мембране (5, 8) герметичного и теплоизоляционного резервуара. Сущность: упомянутый резервуар имеет многогранную форму, определенную множеством стенок, которые прикреплены к несущей конструкции.