Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов

Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов (далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные.

Реализация прямых методов заключается в определении массы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков, расходомеров с интеграторами.

Косвенные методы, в свою очередь, подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.

Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема (V) и плотности (ρ) продукта при одинаковых или приведенных к одинаковым условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин по формуле

,

где  - масса брутто продукта, т;

   - объем продукта, м³;

   - плотность продукта, приведенная к условиям измерения объема, т/м³.

Плотность продукта измеряют или поточными плотномерами, реализованными на различных физических принципах, или ареометрами для нефти и нефтепродуктов в условиях аналитической лаборатории по объединенной (среднесменной) пробе, отобранной, например, автоматическим пробоотборником, с последующим ее перемешиванием перед измерением плотности. Температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема измеряют соответственно термометрами и манометрами.

При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу. Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти в соответствии с действующими стандартами, техническими условиями (ТУ) и другими нормативными документами.

Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам анализов объединенной (среднесменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лаборатории.

Массу нетто нефти (нефтепродукта) при учетно-расчетных операциях определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта

.

На магистральных нефтепроводах, имеющих узлы учета нефти (УУН), оборудованные преобразователями расхода, поточными преобразователями плотности и блоками измерения параметров качества (БИК) и (или) системы измерения количества и качества нефти (СИКН), массу нетто нефти определяют по формуле

.

где  - масса брутто нефти, зарегистрированная на цифро- печатающем устройстве (ЦПУ), а при его отказе определенная по показателям центрального блока обработки информации (ЦБОИ), т;

  - масса балласта, т, определенная по формуле

,

где  - массовая доля механических примесей в нефти, %;

   -массовая доля воды в нефти, %;

   - массовая доля хлористых солей в нефти, %.

В зависимости от способа измерения объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.

Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефте- и нефтепродуктопроводах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.

Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.).

Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения и определяют объем по паспортным данным.

При применении гидростатического метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерения, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение свободного падения. При этом формула для определения массы продукта М имеет вид:

,

где р - гидростатическое давление продукта в резервуаре относительно уровня отсчета, Па;

  Н_р - расчетный уровень наполнения, или уровень, относительно которого производят измерение, м;

  F_cp(H_p) - средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц на резервуар;

  G - ускорение свободного падения.

Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определять по двум вариантам:

- как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции (используя вышеизложенный метод);

- как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен нефтепродукт, деленное на местное ускорение силы тяжести.

Измерение гидростатического давления столба продукта производят манометрическими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта.

Для определения средней площади сечения части резервуара с помощью металлической измерительной рулетки, метроштока или уровнемера измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Основным методом измерения массы при проведении коммерческих операций является объемно-массовый динамический метод. При этом методе принятая или отпущенная масса продукта М может быть представлена в виде

,

где М - масса продукта, кг;

  ρ - плотность продукта, кг/м³;

   - разность температур продукта при измерении плотности  и объема t_v, °С;

   - коэффициент объемного расширения продукта, 1/ °С;

 - разность давлений при измерении объема  и плотности ;

   - коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа.

При учетно-расчетных операциях с применением УУН и СИКН на магистральных нефтепроводах при различии термодинамических условий в БИК и ТПР масса брутто нефти определяется по формуле

 

,

где  - масса брутто нефти с учетом поправок на разность температур и давления нефти, проходящей через ТПР и БИК, т;

   - коэффициент объемного расширения нефти, 1/ °С;

   - коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа;

   - разность среднесменных значений температур нефти, проходящей через ТПР и БИК, °С;

;

  n - число измерений за смену;

   - результат i-го измерения температуры нефти в БИК, °С;

   - результат i-го измерения температуры нефти, проходящей через ТПР, °С;

   - разность среднесменных значений давления при измерении объема и плотности нефти, МПа;

;

   - результат i-го измерения давления нефти, проходящей через ТПР, МПа;

   - результат i-го измерения давления нефти в БИК, МПа.

Данная модель применяется, если среднее значение разности давлений и температур нефти, проходящей через преобразователь расхода и блок измерения параметров качества в процессе работы УУН или СИКН, равно или превышает 0,3 МПа и 0,5 °С соответственно при отсутствии автоматического приведения значения плотности нефти к условиям измерения объема.

В случае применения объемно-массового динамического метода при наливе и сливе нефтепродуктов, когда давление не превышает 0,3 МПа, сжимаемостью продукта от давления пренебрегают.

Объемно-массовый статический метод используют при оперативном контроле и коммерческом учете нефти и нефтепродуктов в соответствии с формулой

,

где  - объем продукта в начале и конце товарной операции, соответственно, определяемый по градуировочной таблице резервуара, м³;

   - средние плотности продукта в начале и в конце товарной операции соответственно, кг/м³;

   - коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/°С;

   - разность температур стенок резервуара при измерении объема  и при градуировке резервуара , °С.