Учет нефти

В резервуарных парках учитывают количество добытой нефти и товарной нефти. Под товарной нефтью понимается нефть, которую НГДУ передает нефтепроводным управлениям для ее дальнейшего транспортирования по магистральным трубопроводам или другими средствами.

Количество нефти учитывают двумя способами: намерением объема нефти в резервуарах и с помощью специальных узлов учета нефти на базе турбинных счетчиков «Турбоквант», «Норд» и «МИГ-400».

Для измерения объема нефти в резервуарах для каждого резервуара определяют его вместимость градуировкой.

Градуировочная характеристика резервуара – это документ, на основании которого учитывается товарная нефть, сданная нефтегазодобы-вающим предприятием нефтепроводному управлению.

Учет количества добытой, а также товарной, нефти ведут в массовых единицах (т) в соответствии со следующими правилами:

1) измеряют объем нефти;

2) измеряют среднюю температуру нефти;

3) определяют среднюю плотность нефти и приводят ее к температуре 20 °С;

4) определяют содержание воды, солей и механических примесей.

Объем нефти определяют измерением уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре с последующим нахождением их объемов по градуировочной характеристике. Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяют мерной лентой с миллиметровыми делениями и потом по специальной методике. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения уровня подтоварной воды посредством прикрепляемой к ним водо-чувствительной ленты. Для измерения применяют прорезные лоты длиной 300 мм. В качестве водочувствительного состава можно при­менять конторский клей, подкрашенный чернилами и нанесенный на бумажную ленту.

Измерение средней температуры нефти в резервуаре, определение средней плотности нефти и содержания воды, солей и механических примесей проводят при отборе и анализе проб нефти.

Поправку ΔV_t на объем нефти от изменения температуры стенки вычисляют по формуле:

V_t = 2Vα ( (16.1)

где V – объем нефти, определенный по градуировочной характери­стике резервуара; α = 12∙10 С^-1 – коэффициент линейного расширения стали; t_в – температура окружающего воздуха °С; t_н – температура нефти.

Фактический объем нефти V_ф , находящийся в резервуаре, с учетом температуры вычисляют по формуле:

V_ф = V + V_t. (16.2)

Для резервуаров, имеющих плавающее покрытие (плавающую крышку, понтон), вводят поправку на наличие плавающего покры­тия одним из следующих способов: исключением объема, вытесненного плавающим покрытием, или внесением поправки на уровень нефти.

Объем, вытесненный плавающим покрытием V_н, определяют по формуле:

V_н=G_п/ρ, (16.3)

где G_п – масса плавающего покрытия c учетом находящегося на нем оборудования, кг; ρ – плотность нефти, кг/м³.

Фактический объем нефти в резервуаре V_ф определяют по формуле:

V_ф = V_изм – V_п. (16.4)

где V_изм – объем нефти, определяемый по градуировочной характе­ристике резервуара. Поправку ΔН на уровень нефти от наличия плавающего покрытия рассчитывают по формуле:

ΔН = (16.5)

где L_n – длина окружности нижнего пояса, м.

Фактическую высоту уровня Н, нефти в резервуаре с пла-­
вающим покрытием вычисляют по формуле:

Н=H_изм – ΔН, (16.6)

где H_изм – высота уровня нефти в резервуаре, мм.

Массу брутто нефти в данном резервуаре вычисляют по формуле:

G_бр =V_ф ρ_н , (16.7)

где G_бр – масса брутто нефти в резервуаре, т; V – фактический объем нефти в резервуаре (без подтоварной воды), м³; _н – средняя плотность нефти, приведенная к температуре t = 20 °C, т/м³.

Массу нетто нефти вычисляют по формуле:

G_нетто= G_бр (1─

где ρ_н – плотность нефти, кг/м³; W – содержание воды в нефтяной эмульсии, %; М_ср – среднее значение содержания механических примесей, %; С – содержание хлористых солей в нефти, мг/л.

Счетчик нефти турбинный «МИГ-400» предназначен для измерения количества нефти на пунктах учета. В его состав входят турбинный преобразователь расхода, магнитоиндукционный датчик НОРД-И2 и электронный блок НОРД-ЗМ.

Техническая характеристика счетчика нефти турбинного «МИГ-400» приведена ниже.

Максимальный расход, м³/сут 400

Вязкость нефти, м²/с................... (3 – 40)10^-6

Условное давление, МПа 1,6; 2,5; 4, 0; 6,3

Температура нефти, °С.............. 0 – +60

Температура окружающей среды, °С –50 – + 50

Потеря давления на преобразователе расхода, МПа,

не более 0,05

Основная относительная погрешность в нормированном диапазоне расходов, %................................................... 0,15 – 0,25