Измерение количества нефти и нефтепродуктов на потоке

При приеме нефти на головных сооружениях магистрального нефтепровода и сдаче на конечном пункте требуется определять ее количество. В предыдущие годы и частично в настоящее время количественный учет осуществлялся по резервуарам с помощью систем измерения уровня. Такая система учета требовала определенных затрат ручного труда, была сильно инерционна за счет времени отстаивания нефти в резервуаре после заполнения, не всегда обеспечивала требуемой точности измерения. Поэтому все большее применение для количественного учета нефти и нефтепродуктов стали получать счетчики, которые позволили осуществлять учет непосредственно на потоке, повысить точность измерений, автоматизировать получение результатов измерения, сократить обслуживающий персонал.

Типы используемых счетчиков

Для получения сведений о количестве перекаченной нефти применяют счетчики, обеспечивающие измерение суммарного количества и воспроизведение результатов измерения на механических или электронных указателях.

Существует несколько типов счетчиков, отличающихся по принципу действия. В предыдущие годы широкое распространение нашли объемные счетчики, где для измерения количества поток разделяется механическим способом на отдельные порции, общее число которых подсчитывается. Разделение на порции происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых ротором.

К недостаткам объемных счетчиков следует отнести необходимость тонкой очистки измеряемого продукта. Объемные счетчики применяются для учета нефтепродуктов при малых расходах. В настоящее время они используются в основном только для количественного учета вязких и высоковязких нефтей и нефтепродуктов.

Большее распространение получили турбинные расходомеры, имеющие ряд существенных преимуществ. Они не нуждается в тонкой фильтрации, более долговечны и удобны в эксплуатации, выдерживают более высокое давление, а также более просты при монтаже их на трубопроводе. Недостатком объёмных и турбинных счетчиков, в основу которых положен тахометрический метод подсчета объема, является наличие тела, помещенного в поток и создающего сопротивление потоку.

Существенным недостатком является также необходимость частого ремонта и замены вращающихся подвижных частей. Поэтому все большее внимание стало уделяться разработке счетчиков новых конструкция. Примером таких новых разработок может служить гидродинамический счетчик; электромагнитный метод измерения, основанный на измерении электродвижущей силы, индуцируемой в потоке электропроводной жидкости, проходящей через магнитное поле.

Наиболее перспективными считают счетчики, использующие ультразвуковой метод, который основан на изменении скорости распространения ультразвуковой волны в жидкости при наличии потока. При распространении волны по направлению потока скорость возрастает, а против потока – уменьшается. Эффект этот проявляется в измерении времени распространения ультразвука от излучателя к приемнику, в том случае, если ультразвуковая волна распространяется в жидкости под некоторым углом к оси трубопровода (рис. 6.8).

К достоинству этих счетчиков следует отнести отсутствие механических частей внутри потока жидкости. Последние разработки фирмы Westinghouse Electric (США) обеспечили точность, позволяющую использовать счетчики на магистральных нефтепроводах.

Они смонтированы на трансаляскинском нефтепроводе, где работают в составе системы обнаружения утечек, так называемой «Расходомерной системы передней кромки» (ГСПК). Система состоит из электронного блока и датчиков (счетчиков), устанавливаемых на выходе потока из предыдущей НПО и на входе в последующую НПО. Достоинством ультразвуковых расходомеров является простота монтажа на трубопроводе, отсутствие сопротивления потоку, отсутствие движущихся частей, в результате чего отпадает надобность в частой периодической калибровке.

РСПК для определения расхода осуществляет следующее двойное интегрирование

, (6.18)

где ν (x,y) – местная осевая скорость потока на измерительном участке; – выполняется ультразвуком; – выполняется численным интегрированием по методу Гаусса.

Затем вводятся поправочные коэффициенты расширения трубы из-за изменения температуры и давления. Уравнение принимает вид

, (6.19)

где – расход, скорректированный на расширение трубы; – поправочный коэффициент изменения D, Lp, Q из-за разницы между рабочей и калибровочной температурой; – поправочный коэффициент измерения D, Lp, Q вследствие разницы между рабочим и калибровочные давлением.

Расход при эксплуатационных значениях температуры и давления может быть пересчитан в приведенный расход . В РСПК включена таблица 6 стандарта 2540 АНИ и таблица 2 стандарта 1101 АНИ. В результате определяется значение при 15°С и атмосферном давлении. Любые интересующие таблицы могут быть введены в систему путем несложного измерения программируемой памяти. Уравнение перевода фактического расхода в приведенный имеет вид

, (6.20)

где Н (Т°р) – коэффициент, выбираемый из программных таблиц для перевода расхода при измеренных, температуре и давлении к расходу при интересующих нас стандартных условиях.