Методы замера объема товарной нефти. Контроль качества товарной нефти. Автоматизированные установки по непрерывному учету и контролю качества товарной нефти.
Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому ею в резервуаре. Для определения объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замеренными) таблицами на резервуар каждого типа.
Резервуары калибруют различными методами:
- при помощи мерных сосудов,
- путем налива их и слива заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров);
- при помощи объемных счетчиков, замеряющих количество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре и замером геометрических размеров резервуара.
Наиболее доступен в практике метод обмера резервуаров стальной рулеткой. Вертикальные цилиндрические резервуары калибруют путем измерения высоты и внутреннего диаметра каждого пояса в трех точках, принимая в расчет среднеарифметические их значения. По данным измерений определяют действительные объемы резервуаров
i=n
V = Σ (πDi2
/ 4) hi,
i=1
где n – число поясов; Di- внутренний диаметр каждого пояса .
В
калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование,
расположенное внутри резервуара, которые замеряются для определения объема,
вычитаемого из объема соответствующего пояса.
Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости
определяются мерной лентой. Объем нефти в резервуаре определяется как разность
между полным объемом, занятым нефтью, и объемом подтоварной воды.
Наиболее распространен следующий порядок учета нефти:
- измерение температуры пробы сразу после ее извлечения из резервуара;
- определение средней плотности нефти и приведение ее к температуре + 20оС;
- определение содержания воды в пробе аппаратом Дина-Старка.
После этих замеров измерений объем обводненной нефти умножают на среднюю
плотность ее и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды,
полученную умножением общей массы «влажной» нефти на массовый процент
обводненной нефти, и получают массу нетто, т.е. массу чистой нефти в тоннах.
Автоматическое измерение массы товарной нефти при откачке ее в магистральные нефтепроводы обеспечивает снижение потерь легких фракций и уменьшение эксплуатационных затрат. Станция учета нефти СУН состоит из технологической части, узла качества нефти, турбопоршневого устройства, электронного блока, блока передачи, блока цифропечати и блока сигнализации данных.
Технологическая часть имеет: три
измерительные ветви, на которых смонтированы турбинные расходомеры,
струевыпрямители, фильтры и дроссели.