Автоматизация измерения количества и определения качества товарной нефти

Занятие 11 Измерение количества и определение качества товарной нефти

Контрольные вопросы

Задание

Составить задачу по механическому расчету стального вертикального резервуара, решить ее.

1. По каким причинам испаряются легкие фракции в резервуаре?

2. Что называется «большим» и «малым» дыханием?

3. Что происходит при повышении уровня нефти в резервуаре и при ее понижении?

Цели:

• изучить методы измерения количества нефти в резервуаре;
• рассмотреть работу станции учета нефти СУН;

Количество нефти определяют по объему, занимаемому ею в резер­вуаре. Пользуются заранее составленными калибровочными (замеренны­ми) таблицами на резервуар каждого типа.

Методы калибровки резервуаров:

1. при помощи мерных сосудов, путем налива-слива заранее от­меренных объемов воды (для малых резервуаров);
2. при помощи объемных счетчиков, замеряющих количество нали­той воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре и замером геометрических размеров резервуара.

Вертикальные цилиндрические резервуары калибруют путем измере­ния высоты и внутреннего диаметра каждого пояса. В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара (змеевики, разда­точные коллектора и т.д.). Калибровочная таблица является докумен­том, на основании которого учитывается сдаваемая товарная нефть.

Распространен следующий порядок учета нефти при приемо-сдаточных операциях:

1. измерение температуры пробы сразу же после ее извле­чения из резервуара;
2. определение средней плотности нефти при нор­мальных условиях;
3. определение содержания воды в отобранной средней пробе и определение содержания солей.

После этого объем обводненной нефти умножают на среднюю плот­ность ее, затем из данной массы вычитают массу воды, полученную умножением общей массы нефти на массовый процент обводненной неф­ти, и получают массу чистой нефти, выраженную в тоннах.

В последнее время начато внедрение станций учета нефти СУН.

СУН состоит из технологической части, узла качества нефти, трубопоршневого устройства, предназначенного для проверки точности по­казаний турбинных расходомеров, электронного блока, и блоков - пе­редачи, цифропечати, сигнализации данных.

Технологическая часть имеет: три измерительные ветви (рабочую, резервную и контрольную), на которых смонтированы турбинные расхо­домеры 1, струевыпрямители 2, фильтры 3 и дроссели 4.

Станции учета нефти могут монтироваться как на УПН, так и на центральном пункте сбора ЦПС.

Рисунок 13 – Принципиальная схема станции учета нефти

1- турбинные расходомеры; 2 – струевыпрямители; 3 – фильтры; 4 – дроссели; 5 – расход нефти; 6 – манометр; 7 – термометр; 8 – блок турбопоршневой установки; 9 – устройство сигнализации положения задвижек; 10 – сигнализатор перепада давления; 11 – преобразователь цифропечати; 12 – операционное устройство; 13 – блок телемеханики; 14 – блок качества; 15 – блок питания; 16 – блок автоматического пробоотборника; 17 – пробоотборник; 18 – плотномер; 19 – преобразователь солесодержания; 20 – преобразователь влагосодержания; 21 – выход нефти; 22 – задвижка; 23 – насос; 24, 25 – переключающие задвижки; 26 – турбопоршневая установка

Контрольные вопросы

1. Каким образом определяют количество нефти в резервуаре?

2. Перечислить методы калибровки резервуаров.

3. Из чего состоит станция учета нефти?

4. Где монтируется станция учета нефти?