Билет №7.

 

1) Объемно-массовый динамический метод измерения массы нефти. Используется при определении масс нефти с применением СИКН (измерении массы нефти непосредственно на потоке в нефтепроводах). При этом объем нефти измеряют счетчиками или преобразователями расхода (ПР) с интеграторами. При измерениях массы брутто нефти этим методом регистрируют результаты измерений:

ü объема нефти (м³), измеренного каждым рабочим ПР в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;

ü объема нефти (м³), приведенного к стандартным условиям, измеренного СИКН;

ü плотности нефти (кг/м³), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;

ü массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии и всей СИКН.

При измерениях косвенным методом динамических измерений, массу брутто нефти вычисляют как произведение соответствующих значений:

ü объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений объема;

ü объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

При определении плотности нефти применяют поточные преобразователи плотности, преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

На выходе каждой измерительной линии, на входе и выходе поверочной установки устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН – преобразователь давления и манометр.

В том случае, если вязкость нефти влияет на характеристики ПР, вязкость нефти определяют с периодичностью, указанной для метода измерений по ГОСТ 33.

В том случае, если на показания ПР вводят поправку по вязкости, ее измеряют поточным вискозиметром.

Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

Массу нетто нефти М_Н, т, вычисляют как разность массы брутто нефти М, т, и массы балласта m, т, по формуле:

,

где W _В – массовая доля воды в нефти, %; W _МП – массовая доля механических примесей в нефти, %; W _ХС – массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле:

W _ХС ,

где – концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³; – плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м³.

 

2) Методы отбора проб из трубопровода (автоматический и ручной).

Пробу нефти или н-та из трубопровода отбирают стационарным пробоотборником (внутри трубы).

Пробу из трубопровода отбирают только в процессе перекачивания, при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство, равной средней линейной скорости жидкости в трубопроводе в том же направлении. Допускается отбирать пробу при скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство не менее половины или не больше чем в 2 раза средней линейной скорости жидкости в трубопроводе.

Пробозаборное устройство устанавливают внутри трубопровода в однородном потоке (содержание воды, солей и механических примесей одинаково по поперечному сечению) жидкости на вертикальном или горизонтальном участке трубопровода при высокой линейной скорости движения жидкости, после насоса или перемешивающего устройства (диспергатора). На вертикальном участке трубопровода пробозаборное устройство устанавливают в конце участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если участок трубопровода только восходящий или только нисходящий. Пробозаборное устройство устанавливают в конце второго участка по направлению движения жидкости на расстоянии половины диаметра трубопровода до начала его изгиба, если трубопровод имеет восходящий и нисходящий вертикальные участки, расположенные рядом.

Длин а только восходящего или только нисходящего вертикального участка трубопровода или суммарная длина вертикальных участков, расположенных рядом, должна быть не менее 6 диаметров трубопровода. На горизонтальном участке трубопровода узел выхода пробозаборного устройства располагают сверху. При отборе проб нефтепродуктов, полученных смешением на потоке, пробозаборное устройство должно быть на расстоянии не менее 25 диаметров трубопровода вниз по потоку от места ввода последнего компонента, чтобы обеспечить перемешивание всех компонентов и получение пробы из однородного потока. При отборе пробы подогретой высоковязкой нефти или нефтепродукта для предотвращения затвердевания необходимо обеспечить теплоизоляцию или обогрев пробоотборника и его соединений.

На вертикальном или горизонтальном участке трубопровода, по которому течет однородный поток жидкости, устанавливают пробозаборное устройство в виде одной трубки с загнутым концом независимо от диаметра трубопровода. Загнутый конец трубки располагают на оси трубопровода навстречу потоку.

При неоднородном потоке жидкости устанавливают вертикально по диаметру трубопровода пробозаборное устройство щелевого типа с 1-м или 5-ью отверстиями, ориентированными на встречу потока.

Допускается устанавливать пробозаборное устройство в виде пробозаборных трубок с загнутыми концами, направленными навстречу потока:

ü 1 трубка при диаметре до 100 мм;

ü 3 трубки при диаметре от 100 до 400 мм;

ü 5 трубок при диаметре свыше 400 мм.

В пробозаборном устройстве из 5 трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают по вертикальному сечению трубопровода следующим образом:

§ 1 трубку диаметром d1 на оси трубопровода;

§ 2 трубки диаметром d2 по обе стороны горизонтальной оси, по вертикали на расстоянии 0,4 радиуса трубопровода;

§ 2 трубки диаметром d3 по обе стороны горизонтальной оси, по вертикали на расстоянии 0,8 радиуса трубопровода.

Соотношение диаметров трубок d1: d2: d3 соответственно 6:10:13 мм.

В пробозаборном устройстве из 3-х трубок открытые загнутые концы трубок устанавливают:

§ 1 трубку диаметром на оси трубопровода;

§ 2 трубки диаметром по обе стороны горизонтальной оси, по вертикали на расстоянии 0,66 радиуса трубопровода;

Трубки должны быть одинакового диаметра.

3) Паспорт качества нефти, требования к его заполнению.

Результаты всех испытаний испытательной лабораторией (приемо-сдаточные и периодические) должны быть оформлены протоколами испытаний. Каждому результату протоколов испытаний приписывают погрешность, установленную данной испытательной лабораторией. Формы протоколов испытания могут быть произвольной, однако, чаще всего используют форму, рекомендованную РД – 08.00-74.30.10 КТН – 001-1-03 «Рекомендация испытательные лаборатории, осуществляющие контроль качества нефти при приемо-сдаточных операциях. Основные требования».

На основании протоколов испытания оформляют паспорта качества нефти. Формы паспортов строго регламентированы ГОСТ Р 50.2.040 2004 г. «Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировки по системе МН. Основные положения.»

Разработаны 4 формы паспорта качества нефти (Приложение Ж, И, К, Л).

1-ая форма – Форма паспорта качества при приеме нефти от грузоотправителей (15 показателей).

Шапка: №, дата, пункт приема-сдачи, лаборатория предприятия, № аттестата аккредитации, № СИКН, резервуар, дата и время отбора пробы. Оформляется на 2-х языках (русский и английский).

1. Температура нефти при условиях измерений объема (⁰С);

2. Давление нефти при условиях измерений объема (мПа);

3. Плотность нефти при температуре и давлении в условиях измерениях объема (кг/м³);

4. Плотность нефти при 20⁰С (кг/м³);

5. Плотность нефти при 15⁰С (кг/м³);

6. Массовая доля воды (%);

7. Массовая концентрация хлористых солей (мг/дм³, допускается в %);

8. Массовая доля мех. примесей (%);

9. Массовая доля серы (%);

10. ДНП (кПа, мм.рт.ст);

11. Выход фракций (%, при тем-ре 200⁰С, от 200⁰С до 300⁰С, от 300⁰С до 350⁰С);

12. Массовая доля парафина (%);

13. Массовая доля сероводорода (млн^-1, ррm)

14. Массовая доля метил – и этил меркаптанов в сумме (млн^-1, ррm);

15. Массовая доля органических хлоридов (млн^-1, ррm).

Пункт 3 заполняют по показаниям поточного плотномера (за смену). Пункт 4 и 5 заполняют по показаниям поточного плотномера (за смену), приведенным к стандартным условиям. При отказе поточного плотномера плотность нефти определяют в испытательной лаборатории. Обозначение нефти пишут по ГОСТ Р 51858. Ставят 3 подписи: представитель испытательной лаборатории, представитель сдающей стороны и представитель принимающей стороны.

2-ая форма – Форма паспорта качества при сдаче нефти на НПЗ РФ и при приеме-сдаче м/у предприятиями трубопроводного транспорта (ТТ) (13 показателей, кроме 11 и 13 пунктов). Шапка та же.