Учет нефти в резервуарах

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, за­нимаемому, ею в резервуаре. Для быстрого и точного определе­ния объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерны­ми) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калиб­руют различными методами: при помощи мерных сосудов, нали­вом и сливом 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.

Метод выбирают с учетом объема резервуаров и необходи­мой точности. На практике наиболее доступен метод обмера ре­зервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные ци­линдрические резервуары калибруют измерением высоты и внут­реннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окруж­ности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуа­ра жидкостью на 60—80%, поскольку на точность калибровоч­ных таблиц влияет гидростатическое давление.

В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании ко­торого учитывается нефть.

При определении количества нефти, находящейся в резер­вуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибро­вочным таблицам находят ее объем.

После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборни­ка пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умно­жая объем нефти на плотность, получают массу нефти.

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней.

В верхних слоях резервуара температура нефти, как прави­ло, выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изме­няться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать сред­нюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плот­ность этой пробы.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикреп­ляемой к ним водочувствительной ленты.

Измерение уровня рулеткой-с лотом осуществляется следую­щим образом:измеряют базовую сторону (высотный трафарет резервуара) как расстояние по вертикали между днищем или базовым сто­ликом резервуара в точке касания лота рулетки и риской план­ки замерного люка. Полученный результат сравнивают с извест­ной (паспортной) величиной базовой высоты: они не должны отличаться более чем на допустимое отклонение рулетки (1±4 мм), в случае расхождения необходимо выявить причину и устранить;медленно опускают ленту рулетки с лотом до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти;поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения липни смачивания на ленте рулетки;отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм немедленно, т. е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень в каждом резервуаре изме­ряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм из­мерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее.

Для контроля за наличием подтовар­ной воды измеряют ее уровень в резер­вуарах и других емкостях при помощиводочувствительной ленты или пробоотборника. Затем по градуировочной характеристике резервуаров находят объ­ем подтоварной воды. Для определенияобъема нефти нужно из объема, отвечающего общему уровню, вычесть объем подтоварной продукции.

При приемо-сдаточных операциях наиболее распространен следующий порядок учета нефти: измерение температуры про­бы сразу же после ее извлечения из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к 20°С; определение массового содержания воды (в %) в отобранной средней пробе аппаратом Дина — Старка.

После этих измерений объем обводненной нефти умножают на ее среднюю плотность 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, выражен­ную в тоннах.