Вопрос 6.8: Расчет потерь легких фракций нефти при хранении ее в резервуарах.

Методы определения потерь основаны на непосредственном измерении:

1) высоты взлива нефти в резервуаре, количества продуктов испарения, выходящих из резервуара, с помощью газовых счетчиков;

2) разности давления насыщенных паров нефти до ее хранения в резервуаре и после выхода из него;

3) на определении относительной плотности нефти до и после хранения в резервуаре.

Кроме этих методов существует расчетный метод.

Определение потерь нефти от малых "дыханий".

Потери от малых "дыханий" рассчитываются по упрощенной формуле:

а) при изменении температуры газа на 1⁰С

G_mg=C/90; кг/м³*⁰С.

б) при изменении барометрического давления на 1 Па

G_mg=0,44*С; кг/м³*Па,

где С= Р_у / Р - концентрация паров нефти при изменении температуры и давления резервуара в течении суток,

Р_у-упругость насыщенных паров нефти.

Вопрос 6.9: Измерение количества и качества товарной нефти.

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому ею в резервуаре. Для быстрого и точного определения объема нефти в зависимости от ее уровня пользуются заранее составленными калибровочными таблицами на резервуар каждого типа.

Для пересчета объемных количеств товарной нефти в массовые в резервуар спускают пробоотборник и берут пробу, определяют плотность нефти, а затем умножая объем на плотность получают массу нефти.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой

В настоящее время внедрено автоматическое измерение массы товарной нефти при откачке ее в магистральные трубопроводы. На нефтяных месторождениях применяют станции учета нефти (СУН). Эта станция позволяет автоматически производить замер объема товарной нефти, ее плотности, влагосодержания и солесодержания.

Товарная нефть - продукция нефтегазодобывающего предприятия,готовая к продаже, т.е. соответствующая требованиям государственного стандарта и накопленная в товарных резервуарах.

В настоящее время разработаны технологии сдачи нефти с помощью узлов учета, автоматизирующих трудоемкий процесс оценки количества и качества.

Схема одной из таких технологий приведена на рис. 15.36.

Рис.15.36. Схема узла учета нефти.

1- входной коллектор; 2- фильтры; 3- счетчики; 4- манометры; 5- термометры;

6- выходной коллектор; 7- пробозаборник;

8- счетчик; 9- плотномер; 10- влагомер; 11- пробоотборник;

12-расчетный блок; 13, 15-преобразователи давления; 14, 16-

термопреобразователи.

Узел учета состоит из двух блоков:

- блока измерительных линий БИЛ, предназначенного для измерения объемного расхода нефти;

- блока качества, предназначенного для определения параметров продукции (влажность, плотность, расход). Блок качества оснащен пробоотборником для отбора проб нефти для периодических лабора­торных исследований.

Узлы учета по требованию заказчика могут быть комплектоваться системой "НАДРА", позволяющей производить автоматизированный пересчет объема или массы брутто нефти в объем или массу нетто нефти (табл. 15.13)

Таблица 15.13 Техническая характеристика узлов учета товарной нефти

Блок измерительных линий:	Условный диаметр, мм
	65	100	150
Давление измеряемой среды, МПа	4	4	4
Пропускная способность, м7ч	от 40 до 90
Погрешность измерения, % не более	Массы брутто 0,35	Массы нетто 0,5	Объема 0,25
габаритные размеры, м: длина ширина высота	5,3 2,3 2,0	7,4 2,96 2,15	9,92 5,35 2,5
Масса, кг	4500	5500	14300
Блок качества
Габаритные размеры, мм	1377x1010x1900
Масса, кг	420
Характеристика измеряемой среды: Температура, °С Плотность, кг/м3 Вязкость, сСт, не более Содержание воды, % не более Содержание парафина, % масс не более	от +5 до +50 от 800 до 900 100 60 6,0