Учет нефти

Учет нефти осуществляется на всем пути ее движения, начи­ная с замера дебита отдельных скважин и кончая учетом нефти, сдаваемой нефтеперерабатывающим заводам. Нефть в сыром (обводненном) виде замеряется на бригадных и промысловых узлах учета нефти. После обезвоживания и обессоливания нефть уже в так называемом товарном виде учитывается при осущест­влении приемо-сдаточных операций между нефтедобывающими предприятиями и управлениями трубопроводного транспорта нефти, а также между управлениями трубопроводного транспор­та при перекачке нефти по магистральным нефтепроводам.

До недавнего времени основным средством учета нефти яв­лялся резервуар. Приемо-сдаточные пункты учета нефти разме­щались в основном на нефтепромыслах, где нефть передавалась транспортирующим организациям, и на нефтеперерабатываю­щих заводах, где нефть принималась от транспортирующих ор­ганизаций для переработки. На приемо-сдаточных пунктах осу­ществлялись прием и сдача нефти по количеству и качеству. Нефть предъявляли к приему в калиброванных резервуарах, а качество сдаваемой нефти определялось по отобранным про­бам в химических лабораториях. Данный метод учета нефти мог использоваться в отрасли, пока добыча нефти была ограничен­ной. Впоследствии данный метод учета стал неприемлемым.

Для организации учета нефти с использованием резервуаров и химических лабораторий потребовались бы огромные капи­тальные вложения в их сооружение, кроме того, построить но­вые резервуары и химические лаборатории за короткий проме­жуток времени практически невозможно.

Необходимо было также повысить достоверность учета нефти.

C использованием резервуарного метода очень сложно автоматизировать процесс коммерческого учета нефти. Все отмеченные факторы повлияли на пересмотр систем товарно-учетных операций и перевод их на поточные методы. Бы­ли разработаны и серийно освоены производством счетчики-рас­ходомеры нефти на потоке различных конструкций. В нефтяной промышленности наибольшее применение получили тахометрические вихревые и ультразвуковые приборы. Тахометрические приборы, в свою очередь, подразделяются на обычные и тур­бинные.

При объемном методе измерения поток нефти или нефтепро­дуктов делится механическим способом на отдельные порции, которые подсчитываются. В зависимости от средств разделения потока счетчики подразделяются на несколько типов. Наиболее распространены шестеренчатые и лопастные.

В настоящее время счетчики жидкости с овальными шестер­нями являются основными приборами камерного типа для изме­рения количества жидкостей, с вязкостью от 0,55-10~⁶ до 3-10 ⁴ м²/с, температурой от —40 до 120°С и давлением до 6,4 МПа, в трубах диаметром до 100 мм. При указанных усло­виях погрешность счетчиков составляет ±0,5 %.

Лопастные счетчики жидкости используются у нас в стране в основном для трубопроводов диаметром от 100 до 200 мм. Их подвижная система состоит из цилиндра, вращающегося вокруг своей центральной оси, и четырех лопастей, перемещающихся в радиальных прорезях цилиндра. В любом положении одна или две лопасти выдвинуты из цилиндра практически до упора во внутреннюю цилиндрическую поверхность корпуса счетчика. При этом они перекрывают кольцевой проход и, находясь под раз­ностью давлений жидкости, поступающей и уходящей из счет­чика, перемещаются вместе с последней, вызывая при этом вра­щение всей подвижной системы. Лопасти совершают сложное вращательно-поступательное движение, так как при вращении вместе со своим цилиндром они одновременно перемещаются внутри его прорезей. Цилиндр вращающейся системы может быть расположен как концентрично, так и эксцентрично по от­ношению к внутренней цилиндрической поверхности корпуса счетчика. В первом случае небольшая часть кольцевого про­странства между двумя цилиндрическими поверхностями закры­вается неподвижной вставкой, препятствующей непосредственно­му перетеканию жидкости из подводящей трубы в отводящую.

При измерении малых расходов объемные счетчики обеспе­чивают высокую точность и хорошую повторяемость в большом диапазоне измерения расходов.

При увеличении вязкости попытается точность объемных счетчиков, так как с увеличением гидравлического сопротивле­ния уменьшаются утечки из камеры.

К недостаткам объемных счетчиков можно отнести большие габариты, необходимость тонкой очистки, увеличение погрешно­сти из-за увеличения утечек в результате истирания роторов и корпуса, поэтому на обслуживание измерительных установок требуются большие эксплуатационные затраты.

В последние годы значительный прогресс достигнут в обла­сти изготовления ультразвуковых расходомеров, действие кото­рых основано на законах распространения звука в жидкости. Ультразвуковые сигналы обычно формируются пьезоэлектриче­ским генератором, который преобразует входной электрический сигнал в последовательность звуковых импульсов.

Основными преимуществами ультразвуковых расходомеров по сравнению с устройствами для измерения расхода других являются: достаточно высокая точность измерения (погрешность до ±0,5.% от диапазона измерения), сравнимая с точностью тур­бинных расходомеров; высокая надежность в связи с отсутствием движущихся час­тей, соприкасающихся с контролируемой средой; отложение за­грязнений контролируемой среды на поверхностях датчика не приводит к резкому ухудшению его точности.

Наибольшее применение в нефтяной промышленности нашли счетчики-расходомеры турбинного типа. Принцип работы этих счетчиков-тахометрический, в основе которого измерение ско­рости потока путем измерения скорости вращения тела (ротора), находящегося в потоке.

В турбинных счетчиках основным элементом служит вра­щающаяся в подшипниках турбинка. В идеальных условиях ско­рость вращения турбинки пропорциональна скорости потока и число оборотов соответствует определенному количеству про­пущенного продукта. В реальных условиях, вследствие неравно­мерности потока, дисбаланса ротора и сжимаемости среды, дей­ствительное число оборотов будет отличаться от расчетного, что определяет возникновение погрешности, особенно при малых расходах.

Турбинные счетчики имеют ряд преимуществ по сравнению с объемными. Они не требуют тонкой фильтрации, долговечнее и удобнее в эксплуатации, выдерживают более высокое давле­ние, монтаж их на трубопроводе несложен из-за небольших га­баритов и массы.

Основные недостатки турбинных счетчиков связаны с нали­чием движущихся частей, приводящих к истиранию подшипни­ков и увеличению погрешности, а также большого перепада дав­ления на счетчике из-за находящегося в потоке ротора, создаю­щего сопротивления потоку. При этом возникают потери напо­ра, которые с учетом фильтрации достигают 0,1 МПа. Несмотря на указанные недостатки, турбинные счетчики выпускаются оте­чественной промышленностью и многими зарубежными фирма­ми и в настоящее время являются основным средством учета жидкости на потоке.

В нефтяной промышленности широко используются счетчики «Норд»,-выпускаемые заводами Миннефтепрома, «Турбоквант», выпускаемые в ВНР, и некоторые другие.

Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах (тоннах) в строгом соответствии с едины­ми правилами учета. Они сводятся в основном к:

1. измерению объема нефти;

2. измерению ее средней температуры;

3. определению средней плотности нефти и приведению ее к20°С;

4) определению содержания воды, солей и механических при­месей.

После получения этих данных объем нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто нефти. Из дан­ной массы брутто вычитают массу воды, солей и механических примесей и получают массу нетто.

При учете количества нефти в резервуарах объем ее опре­деляют непосредственным замером при помощи замерных лент или уровнемеров. Среднюю температуру нефти получают заме­ром температуры нескольких проб нефти, плотность — ареомет­ром (нефтеденсиметром). Содержание воды, солей и механиче­ских примесей определяется лабораторным анализом средней

пробы нефти.

При сдаче нефти с использованием расходомеров (безрезервуарная сдача) объем нефти определяют по показаниям расхо­домера, температуру, плотность, содержание воды, солей — со­ответственно термометром, плотномером, солемером и влагоме­ром, устанавливаемыми на потоке. В случае их отсутствия эти показатели определяются в результате лабораторного анализа средней пробы нефти, отбираемой пробоотборником на потоке.