Замер нефти в резервуарах

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: 

  1. при помощи мерных сосудов, 
  2. путем налива их и слива заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); 
  3. 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.


Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога