2.5. Учет нефти и нефтепродуктов

2.5.1. Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов

Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов (далее продуктов) при прове-дении 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.

Объемно-массовый метод. Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема (V) и плотности (р) продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по темпера­туре и давлению), определению массы брутто продукта как произ­ведения значений этих величин и последующего вычисления мас­сы нетто продукта по формуле

М_бр = V_{ptP t'} (2.12)

где М_бр — масса брутто продукта, т;

V_pt — объем продукта, м³;

p_pt — 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.

Определение массы нетто продукта. При определении массы нетто продукта опре-деляют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рас­считывают их массу. Массу механических примесей определяют, при-нимая 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, соответ-ственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам анализов объединенной (средне-сменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лабора-тории.

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

М_н = М_бр-М_б. (2.13)

На магистральных нефтепроводах, имеющих узлы учета неф­ти (УУН), оборудо-ванные 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

М_н = -М_б, (2.14)

где - масса брутто нефти, зарегистрированная на цифро-печатающем устройстве

(ЦПУ), а при его отказе опре­деленная по показателям центрального блока обра-­

ботки информации (ЦБОИ), т;

М_б — масса балласта, т, определенная по формуле

М_б = (2.15)

- массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_B — массовая доля воды в нефти, %;

W_xc — 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 счетчи-ками 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.

Гидростатический метод. 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:

M = (2.16)

где р - гидростатическое давление продукта в резервуаре

относительно уровня отсчета, Па;

Н_р - расчетный уровень наполнения, или уровень, относи­тельно которого произ-

водят 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 нефте-продукт, делен­ное на местное ускорение силы тяжести.

Измерение гидростатического давления столба продукта про­изводят манометри-ческими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта.

Для определения средней площади сечения части резервуара с помощью метали-ческой 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.