Е.В. Кузнецов
МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕПЛО - И МАССООБМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ В НЕФТЯНЫ1ХРЕЗЕРВУАРАХ
Рассмотрена математическая модель и методика расчета тепло- и массообменных процессов в нефтяных резервуарах. Выявлены изменения параметров нефтепродуктов при разных режимах работы нефтебазы. Приведена методика прогнозирования потерь нефтепродуктов, расчета параметров перекачки в трубопроводах и тепломассопереноса в резервуарах. Ключевые слова: математическая модель, нефтебаза, прогнозирование потерь нефтепродуктов, изменение параметров нефтепродуктов, деление на контрольные объемы, диффузионный поток, испарение нефтепродуктов.
щ ш ри хранении нефтепродуктов в резервуаре нефтебазы изме-
-Л.Ж. няются следующие параметры: уровень (вследствие испарения, изменения температуры и плотности); температура (вследствие суточных колебаний температуры окружающей среды либо подогрева нефти в холодный период); плотность (вследствие испарения легких фракций); давление в газовом пространстве (при повышении давления в ГП до давления, на которое настроен ДК, происходит «малое дыхание» [насыщение паров нефти в газовом пространстве и последующий выдох их через дыхательный клапан]). При отпуске нефти изменяются следующие параметры: уменьшается уровень нефти (до минимально допустимого значения); температура; плотность (вследствие испарения); давление в газовом пространстве (следует отметить, что выкачивание нефти из резервуара сопровождается всасыванием воздуха. Вследствие испарения продукта увеличивается давление в ГП, при достижении давления в ГП величины, на которую настроен ДК, происходит «обратный выдох»). При перекачке нефти через резервуар возможны режимы, когда массовый расход М1 нефти, закачиваемой в резервуар, равен расходу М2 нефти, отпускаемой из резервуара (режим перекачки через резервуар). При этом может изменяться температура нефти в резервуаре, так как температура закачиваемой нефти может отличаться от температуры нефти в резервуаре.
В резервуарах происходят процессы тепломассопереноса, среди которых - испарение нефти с поверхности в газовое пространство.
Интенсивность переноса массы паров, выделяющихся из нефти в резервуаре, существенно отличается от процесса испарения нефти в открытых пространствах, так как парциальное давление фракций в газовом пространстве герметичного резервуара асимптотически стремится по времени к давлениям насыщения. Разность концентрации паров вблизи поверхности и вдали от нее постепенно уменьшается, что приводит к уменьшению скорости массопереноса и установлению в ряде случаев динамического равновесия между жидкостью и парами. Явление осложняется тем, что нефтепродукт является многокомпонентной средой с переменным по времени и пространству составом. В жидкой фазе имеются растворенные газовые компоненты, которые выделяются при изменении внешних условий. Многие исследователи справедливо подчеркивают приближенность известных математических моделей испарения и дегазации нефти. Однако для создания современных имитационных моделей все же приходится разрабатывать и уточнять математические модели процессов массопереноса в резервуарах. По существу, происходит процесс накопления информации, а получаемые эмпирические и полу-эмпирические (основанные на законах сохранения и законах теп-ломассопереноса) модели должны дополняться и уточняться по мере накопления новых опытных данных, полученных в модельных и натурных условиях.
Полный удельный поток пара от поверхности при испарении нефти в резервуаре представляет собой сумму молекулярного диффузионного потока тдиф, стефановского потока тстеф и потока пара из-за конвективного движения тши:
Конвективный тепловой поток пара через единицу поверхности определяется законом Ныотона-Рихмана:
сельта; Тпов, Т - температуры в поверхностном слое нефти и в газовом пространстве. При свободной конвекции
171 Никона ' 'биф 1стеф
(1)
где а =
а =------- - коэффициент теплопередачи; № - критерий Нус-
N4 = с1 (Ог Рг)”1
где Gr и Рг - критерии Грасгофа и Прандтля При вынужденной конвекции
т - с2 Re”1 Рг ”2 (4)
где Яе и Рг - критерии Рейнольдса и Прандтля
Средняя по площади конвективная скорость определяется по
формуле
- 9коне = Д'“ '^ (Т -Т )
конв , _ ~ \ *гюв 1 /
р-С„1 1р-Ср1 (5)
Поток пара из-за конвективного движения равен
^ ’Л /'Г п
тКОт Р'^КОНв / п гр ( пов ' ? )
1 ■ СР1 (6)
Удельный поток паров с поверхности нефти за счет конвективного движения может определяться также с использованием числа Шервуда:
БК =
£> ,
где Рк - коэффициент конвективного массопереноса, по формуле И.П. Бударова:
^коне ~ Яс 7 { ~ ¥* ) •
К! •I (7)
При свободной конвекции, закрытом дыхательном клапане и неподвижной поверхности нефти число Шервуда определяется из критериального уравнения:
^ = к'а}вгп18сщ (8)
где к = 1,3 при Т,юе > 7! /с 0,7 при Т1юе < Т.
СгРг < 500, Д/ = 1,18, п} =■ т.] = 0,125;
бгРг > 500, а/ = 0,54, П} - Ш} - 0,25. (9)
При вынужденной конвекции, когда через дыхательный клапан в
- Gв
резервуар втекает воздух со средней скоростью —--------------, вытека-
Р'Рв
Gг
ет паровоздушная смесь со скоростью и —-------------, или изменяется
F Рг
ОН
(Іг число Шервуда
уровень нефти в резервуаре со скоростью определяется критериальным уравнением
81гк=к-а2КеП2 Бст2 (10)
Для расчета процесса испарения при опорожнении резервуаров Ф.Ф. Абузовой предложены значения параметров:
\}27 / \-4,79
а 2 —0,02
А;
1ср
; п2 = 0,84; т2 = - 3,08.
(її)
Для расчета процессов испарения при заполнении резервуаров Хабибулиной С.С. рекомендованы значения
( ТУ V
а2 =0,995
Р
К1 г
и_
п
\ 0,0009
Ї п2 = 0,698; т2 - - 0,343
(12)
Наиболее универсальная зависимость для расчета числа Sh при неизотермическом испарении нефти предложена В.А. Мартюшовой [16]:
( р X4-43
5Н = 1,44-10~3 Ке0'81 Яс~1>45 -г- (.1 + вг)0'26
(13)
При использовании аналогии между процессами теплообмена и массообмена полагают равными числа ^ и Sh
Сумма диффузионного потока пара от поверхности и стефа-новского потока за счет компенсационного движения при диффузии воздуха к поверхности определяется по соотношению:
ЪРП
*Пдиф 1 ^стеф 1 Р-СЯП у
Рп*
М.
(14)
где В - коэффициент диффузии; у гп - приведенная плот-
ность паров; М„ — масса паров в объеме Угп- газового пространства
Рп
резервуара; Р - массовая доля паров в смеси; м?* - скорость
компенсационного стефановского движения.
Скорость м>* определяется из соотношения
тв + и*р 'Се-0
и- - ......................Р
<>У (15)
са+с„ = и
■—И ■ — П —7 -ч
Учитывая равенства: У У , получаем из (14):
£> а
та- Ор[ 1 + ^'
ЭС„
/
(16)
Или, произведя преобразования в (16), получаем уравнение типа Максвелла-Стефана [26, 84]:
ОРг ,
т =■-------1п-
КТг1 Рг~К (17)
где 1 - характерная толщина слоя где происходят изменения Р от Р до 0; Rn - газовая постоянная паров; Рг, Р , Р- давления паровоздушной смеси, паров и насыщения.
Из формулы (17) следует приближенная зависимость:
т=/в'(Р1-Р) ,18)
Таким образом, суммарный поток паров с поверхности на режиме перекачки нефти через резервуар Ь=сопз1 давление насыщенных паров и параметр массообмена Р зависят от интенсивности перекачки:
Р^Р^Р+1М-10-6Кш177\
0 - {1,0 -0,00605 • кш°‘584 )/Г.
(19)
Параметр массообмена, учитывающий диффузионный и стефа-новский механизмы переноса массы из объема, занятого нефтью, в газовое пространство резервуара имеет вид:
{3' = -—
1 Р* Р* (20) Нестационарное поле концентраций нефтяных паров в резервуаре без учета конвективного перемешивания определяем по Ф.Ф, Абузовой из уравнения сохранения массы с учетом закона Фика и поправки Стефана:
эс=^эг 1
дг ду\1-С)ду (21)
где С = -Р - концентрация нефтяных паров в паровоздушной Рг
смеси; рг - плотность паровоздушной смеси; р - плотность нефтяных паров; у - линейная координата от поверхности нефти вертикально вверх. Граничным условием для уравнения (21) является С(0,0=Ся (22)
где С6. - концентрация нефтяных паров на границе фаз.
Начальное условие задается в момент времени t = 0 в виде С(у,0) = 0. (23)
При численном расчете параметра С6. начальное распределение концентраций и коэффициент диффузии могут быть переменными.
Масса пара, накопленная в контрольном объеме (вследствие увеличения или уменьшения) резервуара высотой Ду за промежуток времени
/I/ *-( л+7 ) ж.{ Л ^
^ 1 1 , равна:
ёМ1п) = Р-р<">0—\Лг
1 Ь у (24)
В процессе насыщения газового пространства за счет механизма диффузии и стефановского массопереноса нефтяными парами можно выделить две стадии. На первой стадии происходит проникновение паров в газовое пространство. При этом парциальное давление и концентрация паров под кровлей резервуара в начальный момент времени равны нулю, и в случае открытия дыхательного клапана в окружающую среду выходит чистый воздух. На второй фазе насыщения происходит изменение концентрации по всей высоте ГП. Ф.Ф, Абузо-вой показано, что распределение концентраций в ГП может быть аппроксимировано зависимостью
С = С,+ ауп (25)
где п=2.0, параметры а и в находятся из уравнения (23) в зависимости от времени Г>0 отдельно для первой стадии:
С = с X2
12В { (26)
И второй стадии
с а с,
Н-к-у
Н-Н
1 - ехр
+ -
Ш
(н-к)2
с, - ехр
1-1-
Н -А
2 Л
Дя-л)2
Из приближенных решений для изменения концентрации паров по времени и газовому пространству C = C(t,y) следуют соотношения для параметров массопереноса:
-безразмерное время F '0 =
тельность t первой стадии:
г-' >-С,
- высота проникновения паров в ГП:
характеризующее дли-
(28)
(29)
где F0 =
(Н - h)2
- текущее везразмерное время
- средняя по высоте проникновения паров концентрация:
“ _ ^ срх _ 1
Ч 3 (30)
- концентрация паров на любом уровне:
С = -^ = ^-у2
С, '
- средняя по высоте ГП концентрация паров:
С - ^ср - ^ /- V
(31)
(32)
- количество нефти, испарившейся с поверхности за время t в
пределах 0<4 <4'
№ я
1 ¥± исп о */
3 * (33)
- количество нефти, испарившейся с поверхности к концу первой стадии
Д/ - РгС^гп 1 1 исл о
3 (34)
- концентрация нефтяных паров при t <t'
с=±41~Л-
С, I Н-11
2 , 1 — ехрЗ( Р0 -Р0 ) Г т-----------------------—
С\ - ехрЗ( 1‘0 - Г-0 )
1-1-
Н-к
(35)
- средняя по высоте газового пространства резервуара концентрация
У 2(1-ехрЗ(Р0-Ро ))Л
Ср
1 +
-5 -у С,- ехрЗ( Г0~Г0 ) ) (36)
- концентрация смеси, выходящей через дыхательный клапан
- КЛ
* ^ (37)
- количество нефтяных паров, накопленных в ГП резервуара
за время /7
М а к ~ Р ’ ’ Сер
- масса нефти, испарившейся с поверхности нефти за проме-
жуток времени от мисп =2Р-Уг,
/, до ?,=?,+ Аг
1ехрЗ( Р02-}<0 )-С,
—№---------------~7---—1 - ( г 02 ~ Г 01 /
з ехрЗ( Р01 - Р0 ) - С,
(39)
Влияние динамического воздействия на процесс испарения при закачке нефти и опорожнении резервуара может быть учтено следующим образом.
Концентрация насыщенных паров с учетом влияния параметра К$а (2.18) определяется по уравнению
где R, Rг - газовые постоянные нефтяных паров паровоздушной смеси.
Следовательно, с учетом формул (39) и (40) масса нефти, испарившейся с поверхности за счет молекулярной диффузии и стефанов-ского массопереноса, определяется по уравнению за промежуток времени
1} < I < 12 + лг
(41)
Таким образом, полный поток массы с поверхности нефти за период времени tI<t <:2 с учетом конвективного перемешивания диффузии и стефановского потока в соответствии с соотношениями (1), (7) и (41) имеет вид
Ми-Л'8а , .
<гм“» = + Ш
{Н-к)СрТ (42)
где dM' - поток массы, определяемый по уравнению (41); sq - параметр, учитывающий неаддитивность различных механизмов испарения, принимаемый в данной модели равным единице.
Уравнение баланса энергии в объеме резервуара, занятом парами нефти, записывается в виде
ттЕ) ^
[н0~к)- сгрг • — + <2гРгСгТ -<2вреСвТа = q}+q2+q3
Уравнение баланса энергии в объеме, занятом нефтью, имеет вид
сіТ
——ЬрнСп ~ ~ йуРпСнЪ = -<?.? + 44 ~ СЬ
(44)
где ql, q2, q3, q4, q5 - мощность тепловых потоков, соответственно, через потолочное перекрытие резервуара, через боковые стенки части резервуара, занятого паровоздушной смесью, через границу между нефтью и паром, между окружающей средой и продуктом через боковые стенки резервуара, через днище резервуара
с1\ = Р„кх (Та - Т),
(45)
где Dp - диаметр резервуара, м; h - высота уровня нефти в резервуаре, м; рн - плотность нефти, кг/м3 ; к1, к2, к4, ^ коэффициенты теплопередачи через соответствующие стенки, определенные по известным
Г | 1 ГТ1 ГТ1 ГТ7Ш ^
а Т, 1т 1р и -температуры окружающей среды, паровоздушной смеси в ГП, нефти в резервуаре, грунта, нефти, поступающей в резервуар.
В частном случае закрытого дыхательного клапана, при отсутствии подачи и откачки нефти Q2 = 0,Ов = 0, Q1 = 0,О2 = 0.
Методика расчета параметров нефти в резервуарах и трубопроводах, нефтяных паров и воздуха в резервуарах имеет комплексный характер, так как объединяет расчеты в различных объектах и учитывает взаимосвязь процессов массопереноса и теплопереноса. Для расчета применяется единый метод контрольного объема. В трубопроводах контрольные объемы фиксируются. В каждом из резервуаров выделяются два изменяющихся во времени контрольных объема: Vн -занятый нефтью и Угп — занятый паровоздушной смесью.
Модель процессов в трубопроводах позволяет последовательно рассчитать скорость движения, давление и температуру. Весь объем трубопровода разбивается на контрольные объемы.
Граничные условия задаются в начальном сечении х = 0:
V = Vo(0,t), р = ро(О^), Т=То(0^). (50)
Начальные условия задаются в начальный момент времени / = 0:
V = v(x,0), р = р(х,0), Т =т(х,0). (51)
Задаются геометрические размеры участков трубопровода (длины участков 1!, диаметры di ,1=1, 2,..., Ы) коэффициенты местных сопротивлений Sj (]=1, 2, ..., N0), внешние воздействия: напор в насосах в зависимости от объемных расходов Н = Н0 + аО"; отборы и подачи нефти по длине трубопровода, температура грунта, геофизические отметки трубопроводов.
Приведенная в предыдущем разделе физико-математи-ческая модель нестационарных процессов, происходящих в резервуаре,
позволила разработать следующую методику расчета взаимосвязанных явлений массопереноса и теплопереноса.
В качестве начальных данных в момент времени t = 0 задаются:
- масса нефти в резервуаре Мн = Мн0 (0), кг;
- масса паров нефти в газовом пространстве М=М0 (0), кг;
- масса воздуха в газовом пространстве Мв = Мео(0), кг;
- температура нефти Тн = Тн0(0), К;
- температура поверхности нефти Тпов = Тпов0(0), К;
- температура паровоздушной смеси Тг = Тг0(0), К;
- прогнозируемая температура окружающей среды Т(), К;
- атмосферное давление (окружающей среды) Ра, Па.
Задаются геометрические параметры резервуара:
- высота Н = Нпр м;
- диаметр резервуара Dp м;
- теплофизические свойства нефти, нефтяных паров и воздуха;
- высота взлива нефти Ь м;
- число монтажных патрубков с действующими дыхательными клапанами К и их диаметры dп, м;
коэффициент расхода при истечении паровоздушной смеси и воздуха через дыхательные клапаны цж;
- прогнозируемый временной градиент закачки нефти в резервуар О(), м3/с и откачки нефти О2 (0, м3/с;
- температура нефти, закачиваемой в резервуар Т1( 0.
Ввиду нестационарности процесса расчет строится для последовательных отрезков времени:
лагается, что в пределах каждого временного шага параметры не меняются по времени. Методика расчета основана на расчетной
процедуре, когда по известным параметрам
м м(п},м(п+1},тіп+1 >,ті"/, г!п> = т<п)
* в } п * нов » г с учетом всех суще-
ствующих для данной задачи тепловых и массовых воздействий вычисляются параметры в момент времени /п+11 =/п + А Ґ.
Методика расчета и прогнозирования выбросов и потерь нефти включает в себя следующие основные алгоритмические этапы:
1. Подготовка исходных данных и вычисление по известным формулам внешних воздействий на нефть, проходящую через контрольный объем
По-
(Vп,1шр,1',1 ,Е Ц,Ер,Е',ОвН) в период t1< =t< =t2.
2. Скорость движения нефти при выходе из контрольных объемов (из формулы 3.2), выделенных в пределах трубопроводной системы:
, 1, г ■'Г
2" 52
3. Давление нефти при выходе из контрольных объемов (из формулы 3.5), выделенных в пределах трубопроводной системы
и(п+1)2 _ (п+1)2 _
_Л-----_JW< + ?(Z; _ Z2 ) _ тр _ * вн + J +?
4. Температура нефти при выходе из контрольных объемов (из формулы 3.8), выделенных в пределах трубопроводной системы:
у( п+1) _гр( п+1) + Е + £р + £,, t
2н ^ 'ад с; ад ск си
5. Уточнение теплофизических свойств нефти при температуре
(п 4-i. ) rr( п) t'T'i п ) ,^1 n-i-i ) ,гр( п^-} )
Г ___+/2 ______±ii______. с Q л
1 ср ^ 4 '-,н*Нн*У],н
6. Масса нефти, подведенной в резервуар за время A t:
лм*,"*п = Q,p„At,где Q, ><0
7. Масса нефти, отпущенной из резервуара за время A t:
(n+i)
ЛМ2 - = 02/_>„zlr, где Q2 >0
8. Критерий KSl,
^ = йгР.н& • где Q-2 - 0
9. Давление насыщенных паров нефти в статических условиях
Р["> = Psl ехр(в(гЦ>Т,))
где Psl - давление насыщенных паров нефти при температуре Тпов =Tl, в - параметр, характеризующий свойства нефти.
10. Давление насыщенных паров с учетом динамических воздействий при подводе и отводе нефти (3.29):
11. Плотность паров нефти в газовом пространстве резервуара:
Плотность насыщенных паров нефти:
Р
J s
( п)
RT
13. Плотность паровоздушной смеси в контрольном объеме
V ■
v гп •
(П)_М<"> + М<еп>
Рг у(п)
v гп
и парциальное давление паров в ГП:
14. Давление паровоздушной смеси в объеме Vrn:
15. Концентрация насыщенных паров в газовом пространст-
ве резервуара:
см1Лп)
■Я2 - ,/ ,•>
Иг
16. Безразмерный параметр времени, характеризующий длительность t' первой фазы испарения:
0 12
17. Безразмерные параметры времени:
F(n, Dtf"> FlMl)
" (H-hf 0 (H-hf
18. Масса нефти, испарившейся с поверхности нефти за счет
р ^ fjl ^ rp f
молекулярной диффузии и стефановского потока, если Л? — ^0, то: при другом случае:
ЛМ^‘ =2//"Ч£'(р°|| 51)-(Гог-Го,) \3 ехрЗ{Р01 -Р0)-С\ >
19. Число Грасгофа:
г,т е(н-1$\г<£-т*">)
' IV2
20. Число Рейнольдса:
/и?.
где V и I вычисляются в зависимости от вида вынужденного движения (п. 3.2); vH— изменение уровня при наливе и отпуске нефти, истечение паровоздушной смеси или воздуха через дыхательный клапан.
21. Безразмерный коэффициент массоотдачи для нефти (3.23):
ри( п){ -4,43 )
= 1,4 -10~3 Не0,81 Зс1-45 , (1 + Сг )°-25
к рг< п) ' '
22. Масса нефти, испарившейся за счет конвективного движения в ГП:
=----—^-(Р1п)-Р(п))
(Н-к)КТ(п}
Масса нефти в резервуаре в момент времени t = 11:
, . . (п + —) (п + — ) (п+—) (/!+-)
М(нп+ } ~м[п} +ЛМ1 2 ~ЛМ2 2 -№' 2 -ЛМКоив2
24. Объем, занимаемый нефтью в момент времени t = ^п+1>:
дд («+/)
■и( 1+1) _у(п)М-н
» » - Т<п)
м
и
25. Высота взлива нефти в резервуаре: у( I
]г(п+1) Ум
л1У
26. Объем газового пространства в момент t = I1" 11:
^ М „ - м;*1
27. Повторное вычисление параметров по п. 11 - 27 с учетом
„ уп+!
новых значении гп
28. Вычисления тепловых потоков qu q2, q4, qs по формулам (45) -(49) и использование известных обобщенных опытных данных о коэффициентах теплопередачи ).
29. Вычисление температуры нефти в резервуаре в момент
времени // А/ из уравнения (44):
ТШІ=ТМ + ** ійГ~г)РнС^і -О.. *"‘ЄфТП-д3 + д4-а5]
лО 1г р„С„
30. Расход воздуха через дыхательный клапан, если клапан открыт и
Ра>Рг
> ,2 «+— т]
4
і
Ра-Р> 2
С«+|> рв 1
п+1> = т'п1 +-
31. Расход паровоздушной смеси через дыхательный клапан, если дыхательный клапан открыт и Рг> =Ра:
і -> I ^ )
птг-„ т1пУ(рг 2 ~Ра>
«г ~ Пг л !
4 (п+ ,
Рг 2
32. Вычисление температуры паровоздушной смеси в ГП в момент времени ^" ^производится по уравнению (25):
4Л(
Ю2(Н ~к{л>ргСг)
33. Повторение вычислений параметров по п.п. 9 - 32 с учетом уточненных значений Тн и Т.
34. Повторение расчетов по п.п. 1-33 для всех контрольных объемов.
35. Повторение расчетов по п.п. 1 - 34 для расчетного периода времени 0 < = і< = Т, где Т- временной горизонт прогнозирования.
Характерной особенностью, разработанной в данной модели процессов в резервуаре, является одновременный учет потоков тепла с закачиваемой и отбираемой из резервуара нефтью, с потоками воздуха и паровоздушной смеси через дыхательные клапаны, тепловых потоков через корпус резервуара и через поверхность нефти, потоков массы нефти через патрубки, потоков паров нефти при ис-
парении и истечении в атмосферу, а также потоков воздуха через дыхательный клапан.
Таким образом, рассматриваемая физико-математическая модель описывает процессы большого дыхания, обратного выдоха, малого дыхания и др. с учетом взаимосвязи процессов тепломассо-переноса, параметров технологических режимов и влияния окружающей среды
------------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Смоленцев В.М. Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов: автореферат, Тюмень
2003.
2. Кулагин А.В. Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения в из горизонтальных подземных резервуаров АЗС. Автореферат УГНТУ. Уфа-2003
3. Кулагин А.В., Коршак А.А. Разработка методик расчета и сокращения потерь бензина из резервуаров автозаправочных станций // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы научно-методической конференции. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.-С. 196. Ш
— Коротко об авторе ------------------------------------------
Кузнецов Е.В. - аспирант кафедры АСУ, e-mail: k-i-w@mail.ru Московский государственный горный университет,
Moscow State Mining University, Russia, ud@msmu.ru
A