Вимірювання рівня та застосовувані для цього прилади

Класифікація рівнемірів

За принципом дії прилади для вимірювання рівня класифікуються як:

Візуальні рівнеміри – скляна трубка зі шкалою, закріплена між двома штуцерами, з'єднаними з резервуаром.

Поплавкові рівнеміри – чутливим елементом є поплавець, що плаває на поверхні рідини. Зі зміною рівня змінюється положення поплавця, яке передається механічним (УДУ – 10), електричним (Сапфір – ДУ, ВК – 1200) або пневматичним (УБ – ПВ) шляхом на вторинний прилад.

Гідростатичні рівнеміри – принцип дії заснований на вимірюванні тиску всередині рідини, що визначається масою стовпа рідини, розташованого між точкою вимірювання та поверхнею рідини в ємності.

Для агресивних рідин чутливий елемент приладу відокремлюють потоком стисненого повітря, яке подають у сполучну лінію (п'єзометричні трубки). Вимірювальним приладом можуть бути як манометри, так і рівнеміри (мінусова камера з'єднується з атмосферою).

У ємності під тиском рівень вимірюють рівнемірами. Відбори встановлюють вгорі та внизу ємності. Сучасним представником цієї групи є перетворювачі рівня Сапфір 22 – ДГ.

Для вимірювання рівня рідини зі зміною щільністю та рівня сипких матеріалів застосовують ємнісні рівнеміри, дія яких заснована на зміні ємності електродної системи при зміні рівня. У посудину, в якій вимірюють рівень, занурюють ізольований електрод. Вимірювальний пристрій вимірює ємність конденсатора, обкладками якого є ізольований електрод і корпус судини (земля). За зміни рівня змінюється ємність конденсатора, т.к. змінюється діелектрична проникність середовища між обкладками. Якщоелектрод розташувати горизонтально, то вимір відбуватиметься різко (стрибком), т.к. рідина досягає електрода одночасно по всій поверхні. Приклад таких рівнемірів є рівнеміри ДУЕ і сигналізатори рівня РОС - 101.

Інші рівнеміри радіоактивні, ультразвукові – рівень обчислюється за вимірюваним часом поширення ультразвукової хвилі від випромінювача до рухомого приймача коливань (положенням якого визначається рівнем) та часу поширення УЗВ від випромінювача до опорного приймача коливань.

Методи зняття показань приладів

За методами зняття показань прилади бувають:

Акустичні – мірою рівня є час поширення звукових коливань від джерела випромінювання до контрольованої межі розділу середовищ і до приймача.
З безпосереднім звітом – датчики зі шкалою, що показують або записують показання (вказівне скло, УДУ – 10, ДСС).
З електричною передачею інформації – електрична система передачі дає можливість передавати показання з відривом 500мі більше. Основними датчиками, що застосовуються в системах передачі на постійному струмі, є: реостатні, диф. трансформаторні, струмові і т.д.
p align="justify"> З пневматичною передачею показань - пневматична система передачі показань знайшла застосування в тих випадках, коли застосування електричних виключається через пожежонебезпечність, вибухонебезпечність виробництва. Дальність передачі 160м.

Глава 24. Облік нафти та нафтопродуктів

Для обліку кількості нафти та нафтопродуктів при прийомі, зберіганні, відпустці та транспортуванні застосовують такі методи:

1. об'ємний - кількість нафтопродуктів враховується в об'ємних одиницях (влабом 3); застосовується привідпустку нафтопродуктів через АЗС;

2. масовий - кількість нафтопродуктів, виражене в одиницях маси (кгабот), визначається безпосереднім зважуванням на вагах; застосовується при вимірах щодо малих кількостей нафтопродуктів;

3. об'ємно-масовий – визначення кількості нафти та нафтопродуктів ведеться в одиницях маси за обсягом та щільністю за фактичної температури; застосовується при вимірах порівняно великих кількостей нафти та нафтопродуктів.

У нафтовидобутку найбільшого поширення знайшов об'ємно-масовий метод.

На підприємствах підготовки нафти кількість нафти враховують двома способами:

1. виміром обсягу нафти у резервуарах;

2. з допомогою спеціальних вузлів обліку нафти з турбінними расходомерами.

Будь-яка нафта, включаючи товарну, навіть після зневоднення та знесолення містить деяку кількість води, механічних домішок та солей, які зазвичай називаються баластом. Кількість видобутої, і навіть товарної нафти враховується лише з масі нетто, тобто. за вирахуванням баласту.

При обліку кількості видобутої та товарної нафти застосовують об'ємно-масовий метод. Він включає наступні операції:

1. вимір обсягу нафти; 2. вимір середньої температури нафти; 3. визначення середньої щільності нафти та приведення її доtн,= 20 про З; 4. визначення вмісту води, солей та механічних домішок.

Для вимірювання обсягу нафти в резервуарах кожного резервуара визначають його місткість градуюванням по ГОСТ.

Градуювальна характеристика резервуара – це документ, виходячи з якого враховується товарна нафту, здана нафтогазовидобувним підприємством нафтопровідному управлінню.

Обсяг нафти визначають виміром рівня нафтита підтоварної води в резервуарі з наступним знаходженням їх обсягів за градуювальною таблицею. Рівні нафти та підтоварної води в резервуарах великої місткості визначають мірною стрічкою з міліметровими поділами і потім за спеціальною методикою. Лоти служать для натягування мірних стрічок і для визначення рівня підтоварної води за допомогою водочутливої стрічки, що прикріплюється до них. Для вимірювання застосовують лоти завдовжки 300мм. Як водочутливий склад можна застосовувати конторський клей, підфарбований чорнилом і нанесений на паперову стрічку.

Вимірювання середньої температури нафти в резервуарі, визначення середньої щільності нафти та вмісту води, солей та механічних домішок проводять при відборі та аналізі проб нафти. З резервуара відбирається середня проба нафти, за результатами якої складається паспорт якості нафту.

Поправку∆Vt,м 3на об'єм нафти від зміни температури стінки обчислюють за формулою:

Де:V - обсяг нафти, визначений за градуювальною таблицею резервуара;α = 12·10 -6o C -1- коефіцієнт лінійного розширення сталі;tв – температура навколишнього повітряпро С;tн – температура нафти.

Фактичний обсяг нафтиVф,м 3, що знаходиться в резервуарі, з урахуванням температури обчислюють за формулою:

Де:V – обсяг нафти, визначений за градуювальною таблицею резервуара;∆Vt – виправлення на об'єм нафти від зміни температури стінки;

Масу брутто нафти в резервуарі обчислюють за такою формулою:

Де:Gбр - маса брутто нафти в резервуарі,т;Vф – фактичний обсяг нафти у резервуарі (без підтоварної води),м 3 ;ρн – середня щільність нафти, наведена до температуриt= 20o C,т/м 3;

Облік витрати деемульгатора

Як ми вже розглядали раніше, деемульгатор застосовується для покращення поділу нафтових емульсій. Оператор ООУ, який здійснює дозування деемульгатора, повинен вести облік:

1. кількості що надходить об'єкт деэмульгатора;

2. кількості витраченого деемульгатора;

3. залишку деемульгатора на об'єкті.

Оскільки дозування деемульгатора проводиться згідно з затвердженими нормами, оператор ООУ повинен чітко знати ці норми та не перевищувати їх, а також методики розрахунку витрати деемульгатора. Усі результати щодо надходження, витрати та залишку деемульгатора заносяться до журналу встановленої форми. Облік витрати та залишку деемульгатора здійснюється щодня, а надходження у міру прибуття на об'єкт.

Кількість деемульгатора, що надійшов на об'єкт фіксується за накладними, де зазначені тип реагенту і в якій кількості спрямований на об'єкт. Оскільки деемульгатори переважно поставляють у бочках об'ємом 200-220л, знаючи щільність реагенту можна легко перевірити його кількість. У журналі обліку реагенту фіксується дата і кількість деемульгатора, що надійшов (втабокг).

Оскільки дозування деэмульгатора використовують установки дозування хімічних реагентів, то облік витрати реагенту проводиться у цих установках. Кількість витраченого протягом доби деэмульгатора визначається з допомогою візуального рівнеміра, встановленого у приміщенні технологічного відсіку дозувальної установки. Шляхом зняття показань мірною лінійкою оператор визначає, наскільки змінився рівень реагенту в технологічній ємності. Для більшої точностірезультатів вимірювання зняття показань повинно проводитися щодобово одночасно.

Витрата реагенту за добуMсут вкгвизначають за формулою:

деΔH – різниця рівнів реагенту в технологічній ємності,див.;

ρд - щільність деемульгатора,кг/м 3;

к - коефіцієнт, що враховує обсяг реагентум 3 ,що припадає на 1смрівня реагенту в ємності. Коефіцієнт розраховується за такою формулою:

до = V / Hм 3 /см

деH – граничний (верхній) рівень реагенту в технологічній ємності,див.;

V – обсяг реагенту (м 3) при його граничному рівні в ємності (вказується в документації на установку дозування).

Приклад: Визначимо витрату реагенту за добу, якщо різниця рівнів деемульгатора в технологічній ємності склала 1,5 см, щільність деемульгатора 850 кг/м 3 переказний коефіцієнт 0,006.

Mсут = к · ρд · ΔH= 0,006 · 850 · 1,5 = 7,65

Підсумок:витрата реагенту за добу склала 7,65 кг.

Питома витрата реагенту за добу на одиницю обробленої нафтиPсутг/твизначають за формулою:

деQн– кількість обробленої реагентом нафти за добу,т.

Приклад:Визначимо питому витрату реагенту за добу на одиницю обробленої нафти, якщо витрата реагенту за добу склала 7,65 кг, а кількість обробленої реагентом нафти 500 т.

Підсумок:витрата реагенту за добу на одиницю обробленої нафти становив 15,3 г/т.

Витрата реагенту за місяцьМмес визначається підсумовуванням добових витрат всього місяця.

Якщопротягом місяця використовувалося кілька видів деэмульгатора, то визначають середня питома витрата кожного реагенту по фактичному споживанню і часу використання, і навіть кількості обробленої цим реагентом нафти.

Залишок деэмульгатора на об'єкті включає залишок в технологічної ємності і реагент, що знаходиться на об'єкті і не заправлений в технологічну ємність.

Усі добові витрати деэмульгатора заносяться до журналу, але в підставі місячних даних складається акт витрат деэмульгатора на об'єкті протягом місяця. Акт затверджується головним інженером підприємства.

При вимірі кількості нафти з допомогою вузлів обліку нафти користуються об'ємно-масовим методом. При цьому виконуються такі операції:

1. вимір обсягу нафти; 2. вимір середньої температури нафти; 3. визначення середньої щільності нафти та приведення її доtн=20про С; 4. визначення вмісту води, солей та механічних домішок.

Вимірювання обсягу нафти здійснюють шляхом зняття показань турбінних лічильників за певний проміжок часу. По різниці у показаннях визначають обсяг нафти (м 3) що пройшла через лічильник. Відбір середньої проби при цьому проводиться автоматичним пробовідбірником "Проба-1М", після чого визначається температура нафти та лабораторний аналіз.

Визначення кількості нафти здійснюється за викладеною методикою виходячи з отриманого за лічильником обсягу нафти і результатів аналізу нафти.