Глава 24. Учет нефти и нефтепродуктов

Для учета количества нефти и нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировке применяют следующие методы:

1. объемный – количество нефтепродуктов учитывается в объемных единицах (в л или м³); применяется при отпуске нефтепродуктов через АЗС;

2. массовый – количество нефтепродуктов, выраженное в единицах массы (в кг или т), определяется непосредственным взвешиванием на весах; применяется при измерениях относительно малых количеств нефтепродуктов;

3. объемно-массовый – определение количества нефти и нефтепродуктов ведется в единицах массы по объему и плотности при фактической температуре; применяется при измерениях сравнительно больших количеств нефти и нефтепродуктов.

В нефтедобыче наибольшее распространение нашел объемно-массовый метод.

На предприятиях подготовки нефти количество нефти учитывают двумя способами:

1. измерением объема нефти в резервуарах;

2. с помощью специальных узлов учета нефти с турбинными расходомерами.

Любая нефть, включая товарную, даже после обезвоживания и обессоливания содержит некоторое количество воды, механических примесей и солей, которые обычно называются балластом. Количество добытой, а также товарной нефти учитывается только по массе нетто, т.е. за вычетом балласта.

При учете количества добытой, а также товарной нефти применяют объемно-массовый метод. Он включает в себя следующие операции:

1. измерение объема нефти;
2. измерение средней температуры нефти;
3. определение средней плотности нефти и приведение ее к t_н, = 20 ^оС;
4. определение содержания воды, солей и механических примесей.

Для измерения объема нефти в резервуарах для каждого резервуара определяют его вместимость градуировкой по ГОСТ.

Градуировочная характеристика резервуара – это документ, на основании которого учитывается товарная нефть, сданная нефтегазодобывающим предприятием нефтепроводному управлению.

Объем нефти определяют измерением уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре с последующим нахождением их объемов по градуировочной таблице. Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяют мерной лентой с миллиметровыми делениями и потом по специальной методике. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения уровня подтоварной воды посредством прикрепляемой к ним водочувствительной ленты. Для измерения применяют лоты длиной 300 мм. В качестве водочувствительного состава можно применять конторский клей, подкрашенный чернилами и нанесенный на бумажную ленту.

Измерение средней температуры нефти в резервуаре, определение средней плотности нефти и содержания воды, солей и механических примесей проводят при отборе и анализе проб нефти. С резервуара отбирается средняя проба нефти, по результатам которой составляется паспорт качества на нефть.

Поправку ∆ V_t, м³, на объем нефти от изменения температуры стенки вычисляют по формуле:

∆ V_t, = V· α · (t_в - t_н), м³

Где: V - объем нефти, определенный по градуировочной таблице резервуара;
α = 12·10^{-6 o}C^-1 – коэффициент линейного расширения стали;
t_в – температура окружающего воздуха ^оС;
t_н – температура нефти.

Фактический объем нефти V_ф, м³, находящийся в резервуаре, с учетом температуры вычисляют по формуле:

V_ф, = V ·∆ V_t м³

Где: V – объем нефти, определенный по градуировочной таблице резервуара;
∆ V_t – поправка на объем нефти от изменения температуры стенки;

Массу брутто нефти в резервуаре вычисляют по формуле:

G_бр = V_ф, · ρ _н т

Где: G_бр – масса брутто нефти в резервуаре, т;
V_ф – фактический объем нефти в резервуаре (без подтоварной воды), м³;
ρ _н – средняя плотность нефти, приведенная к температуре t = 20 ^oC, т/м³;