Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Измерение и взвешивание массы брутто нефти объемно-массовым статическим методом



Данным методом определяется масса нефти по ее объему, плотности и температуре. Объем нефти определяется с помощью градуировочных таблиц, средств измерений уровня, гидростатического давления нефти.

Перечень средств измерений, используемых при объемно-массовом статическом методе приведен ниже:

№ п/п Наименование средств измерений и оборудования, используемых при объемно-массовом статическом методе Предел допускаемой погрешности
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 до 200 м3 -
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические при измерении объема жидкости -
Резервуары железобетонные цилиндрические -
Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом, измеритель межфазного уровня ММС (электронная рулетка) 3 мм
Плотномер лабораторный или переносной, или ареометры с ценой деления шкалы 0,5 кг/м3 кг/м3
Термометры или преобразователи температуры 0,2 град
Датчики гидростатического давления -
Пробоотборники -
Системы гидрометрирования -

 

Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры нефти:

Уровень общего объема жидкости в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.

Измерение уровня рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Проверяется базовая высота как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. Полученный результат сравнивается с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре. Если базовая высота (Нб) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 % Нб, необходимо выяснить причину изменения базовой высоты и устранить ее.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

Лента рулетки с грузом медленно опускается до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не допуская волн.

Лента рулетки поднимается вверх, строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

Отсчет по ленте рулетки проводится до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.

Для измерения высоты пустоты рулетка с грузом опускается ниже уровня нефти.

Первый отсчет (верхний) берется по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении измерения совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулетка поднимается строго вверх без смещения в стороны и берется отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтью (нижний отсчет).

Высота пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.

Измерение уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводится дважды.

Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимается их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяются еще дважды и берется среднее по трем наиболее близким измерениям.

Затем по градуировочной таблице на данный резервуар вычисляется общий объем жидкости в резервуаре.

Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности.

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2…0,3 мм) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетка с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды должна выдерживаться в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерение уровня подтоварной воды в резервуаре проводится в последовательности, описанной в подпункте 1) настоящего пункта.

Измерение уровня подтоварной воды необходимо повторить, если на ленте или пасте оно обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.

Измерение уровня нефти и подтоварной воды может производиться другим способом, например, при помощи электронных рулеток.

Для определения фактического объема нефти нужно из объема, соответствующего уровню наполнения резервуара, вычесть объем подтоварной воды.

Плотность нефти измеряется плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по нормативным документам уполномоченного органа по техническому регулированию и метрологии по объединенной пробе нефти в соответствии с государственными стандартами Республики Казахстан, отобранной из резервуара или из трубопровода, по которому проводится закачка (откачка) нефти.

Полученное значение плотности приводится к средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с методикой выполнения измерений.

Средняя температура нефти в резервуаре определяется с помощью стационарных преобразователей температуры в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием определяют среднюю температуру нефти путем измерения температуры этой пробы термометром.

При отборе точечных проб температура нефти в пробе определяется в течение 1-3 минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживается на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Средняя температура нефти рассчитывается по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных.

Допускается измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера, с одновременным измерением плотности или электронных рулеток с одновременным измерением уровня.

Масса брутто нефти в резервуаре вычисляется по формуле:

где плотность нефти при температуре измерения объема в резервуаре, кг/м3;

объем нефти, м3, определенный по градуировочной таблице резервуара в соответствии с результатами измерения общего уровня жидкости в резервуаре в соответствии с подпунктом 1) пункта 25 настоящих Правил и уровня подтоварной воды, измеренной в соответствии с подпунктом 2) пункта 25 настоящих Правил, вычисленной по формуле:

где поправочный коэффициент на изменение объема нефти в зависимости от температуры стенки резервуара;

общий объем жидкости, м3;

объем воды, м3.

При откачке резервуара объем сданной партии нефти определяется как разница первоначального объема и объема остатка в резервуаре. Если при измерении объема остатка температура в резервуаре отличается от температуры нефти в момент измерения первоначального уровня на + 2 град., то объем сданной нефти вычисляют по формуле:

где объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре , м3;

объем остатка, измеренный при температуре , м3;

коэффициент объемного расширения нефти при температуре , значения которого приведены в методике выполнения измерений ареометром.

Масса сданной партии нефти вычисляется по формуле (3), где значение плотности нефти определяется для температуры .

Соответственно, при приеме нефти в резервуаре объем принятой нефти вычисляется по формуле:

где объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре , м3;

коэффициент объемного расширения нефти при температуре .

Плотность нефти в этом случае определяется при температуре .

Для определения содержания балласта в нефти, проба из резервуара отбирается в соответствии с нормативными документами.

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.