По методам измерения расходомеры можно разделить на следующие:

переменного перепада давления-измеряющие расход по перепаду давления в местах местных сужений (стандартного и нестандартного профиля) потока измеряемой среды;

постоянного перепада давления (обтекания) - измеряющие расход по площади сечения потока у подвижного сопротивления, обтекаемого измеряемой средой;

электромагнитные или индукционные, измеряющие расход по э.д.с, индуцируемой жидкостью пересекающей магнитные поля;

ультразвуковые - измеряющие расход по смещению звуковых колебаний движущейся средой;

тахометрические - измеряющие расход по скорости вращения ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке измеряемой среды;

пневмометрические (напорные) - измеряющие расход по скорости потока в одной или нескольких точках поперечно го сечения трубопровода.

Наибольшее распространение при измерении расхода жидкостей и газов в промышленных условиях получили расходомеры, работающие по методу переменного перепада давления. Измерение расхода в таких приборах осуществляется косвенным путем, т. е. определением перепада давления на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом в трубопроводе.

Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяются также дифманометры-расходомеры. При измерении расхода с помощью U-образного дифманометра-расходометра в трубопроводе устанавливается диафрагма - устройство, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возрастает, а давление падает. Разность давлений р₁ и р₂ после диафрагма называется перепадом давления, величина которого изменяется в зависимости от расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.

Протекающее через диафрагму вещество должно быть однофазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать газы или твердые вещества только в растворенном состоянии. При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму выделение газов или выпадение осадков искажает результаты измерений.

Для измерения перепада давления на диафрагме применяются в основном трубные, поплавковые и мембранные дифманометры.

В последнее время разработаны тахометрические расходомеры, в основе работы которых лежит принцип измерения скорости потока измерением скорости вращения специальной турбинки (ротора), находящегося в потоке.

Лабораторные методы определения качества нефти и нефтепродуктов

Качество нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие заводы, строго регламентируется ГОСТ 9965-76.

Показатели качества нефти определяются при помощи анализа проб нефти в химико-аналитических лабораториях или специальными приборами непосредственно на потоке в трубопроводе.

Определение содержания воды в нефти

В товарной нефти максимальное содержание воды допускается до 0,5% в нефти I группы и до 11% в нефти II и III групп качества. Содержание воды в необезвоженных сырых нефтях достигает 90% и более.

Количественное содержание воды в нефти определяют по способу Дина и Старка, заключающемуся в том, что испытуемый нефтепродукт (навеска нефти 100 г) нагревают в смеси с растворителем в приборе Дина и Старка.

Растворитель - толуол или ксилол, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и растворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода оседает на дно приемника - градуированной ловушки. По количеству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепродукте.

При определении количества воды по методу Дина и Старка следует тщательно просушивать металлическую колбу и растворитель; загрузку смеси и отсчет сконденсированной в ловушке воды проводить при одной и той же комнатной температуре (если содержимое ловушки мутное, то рекомендуется ее выдержать в нагретой водяной бане до наступления посветления, а затем после доведения до комнатной температуры отсчитать показания).

Колбу с испытуемой смесью следует нагревать равномерно, во избежание возможного вспенивания смеси и переброса. Равномерного нагрева можно добиться на спиртовке, закрытой электроплитке или колбонагревателе с реостатом; в колбу рекомендуется поместить несколько капилляров и кусочков пемзы.

Определение содержания хлористых солеи в нефти

Содержание хлористых солей в товарной нефти по ГОСТ 9965-76 не должно превышать 100 мг/л в нефти I группы, 300 мг/л - II группы и 1800 мг/л - III группы. Содержание солей в необводпенных (сырых) нефтях достигает десятков тысяч миллиграммов на один литр.

Содержание солей определяют по ГОСТ 21534-76 при помощи титрования солевого раствора реактивом, взаимодействующим с ионами хлора. Применяют два метода: первый основан на извлечении хлоридов из нефти водой и титровании вод- I ной вытяжки раствором азотнокислого серебра с индикатором. Второй метод заключается в полном растворении навески нефти в органическом растворителе и в потенциометрическом титровании полученного раствора.

Для проведения анализа пробу анализируемой нефти перемешивают в течение 10 мин встряхиванием - механически в аппарате для встряхивания лабораторных проб или вручную в склянке, заполненных не более чем на ²/з их вместимости, после это- I го пипеткой при помощи груши быстро берут навеску нефти I для анализа, объем которой зависит от содержания солей.

Навеску нефти переливают в делительную воронку с винтовой мешалкой. Остаток нефти на стенках пипетки при этом тщательно смывают бензолом.

Содержание воронки перемешивают и течение 1-2 мин винтовой мешалкой. К навеске нефти приливают 100 мл горячей дистиллированной воды и экстрагируют (вымывают соли из нефти в воду) хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. Для проверки полноты извлечения хлористых солей готовят несколько водных вытяжек, при этом каждую из них экстрагируют не менее 5 мин. Если при экстрагировании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то для разрушения ее добавляют 5-7 капель раствора деэмульгатора. По окончании перемешивания сливают водный слой через стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильтром в коническую колбу вместимостью 250 мл.

Содержимое делительной воронки промывают 35-40 мл горячей дистиллированной воды, которую сливают в ту же колбу. Фильтр промывают 10-15 мл горячей дистиллированной воды. Всего на промывку расходуют 50 мл воды. Охлаждают водную вытяжку до комнатной температуры и проводят подготовку к титрованию.

При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты до рН = 4 и 10 капель дифенилкарбазада и титруют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Окраску анализируемого раствора сравнивают с дистиллированной водой.

Экстрагирование хлористых солей считается законченным, если на титрование водной вытяжки расходуется столько же раствора азотнокислой ртути, сколько на контрольный опыт.

Полученную вторую и последующие водные вытяжки титруют отдельно так же, как указано.

При проведении контрольного опыта в коническую колбу наливают 150 мл дистиллированной воды, 2 мл 0,2 н. раствора азотной кислоты, 10 капель раствора дифенилкарбазида и титруют 0,01 н. раствором азотнокислой ртути до появления слабой, розовой окраски, не исчезающей в течение 1 мин.

Обработка результатов. Содержание хлористых солей (С) в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти вычисляют по формуле:

C = (V₁-V₂)Tl000A/V₃,

где V₁ - объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование водной вытяжки, мл; V₂ - объем 0,01 н. раствора азотнокислой ртути, израсходованной на титрование раствора в контрольном опыте (без навески нефти), мл; У₃ - объем нефти, взятой для анализа, мл; Т - титр 0,01 н. раствора азотнокислой ртути в миллиграммах хлористого натрия на 1 мл раствора; 1000-коэффициент для пересчета содержания хлористых солей в 1 л нефти; А - коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вы тяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из мерной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки коэффициент А = 1).

Массовую долю хлористых солей в нефти (в %) вычисляют по формуле

С₂ = С₁/(10 000р₄),

где С₂ - содержание хлористых солей в нефти в миллиграммах хлористого натрия на 1 л нефти; 10 000 - коэффициент пересчета килограммов в миллиграммы; р₄ - плотность анализируемой нефти, г/см³.

Полученные результаты титрования каждой водной вытяжки суммируют.

За результат анализа принимают среднее арифметическое двух параллельных определений, допускаемые расхождения между которыми зависят от содержания хлористых солей и не должны превышать следующих величин.

Определение содержания механических примесей в нефти

Содержание механических примесей в нефти определяется по ГОСТ 6370-83 (СТ СЭВ 2876-81), в товарной нефти оно не должно превышать 0,05%. Навеску нефти 100 см³ разбавляют подогретым бензином, и затем эту смесь фильтруют через доведенный до постоянной массы беззольный фильтр. По окончании фильтрации фильтр с осадком промывают горячим бензином до тех пор, пока на фильтре не останется следов нефтепродуктов и растворитель не будет стекать совершенно прозрачным и бесцветным. По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания (в котором перед этим сушился чистый фильтр), сушат с открытой крышкой не менее одного часа в сушильном шкафу при 105-110 °С, после чего стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают.

Содержание М механических примесей в массовых процентах вычисляют по формуле

,

где Gi- масса стаканчика с фильтром и механическими примесями, г; G₂ -масса стаканчика с чистым фильтром, г; G₂- навеска испытуемой нефти, г.

Содержание механических примесей вычисляют как среднее арифметическое двух параллельных определений:

М_ср=(М₁+М₂)/2.

После определения содержания воды, механических примесей и солей можно подсчитать массу нетто нефти по формуле:

Определение давления насыщенных паров нефти

Давление насыщенных паров нефти характеризует степень ее испаряемости. При испарении жидкости в замкнутом пространстве происходит постепенное насыщение последнего парами жидкости до тех пор, пока при данной температуре не наступит равновесие, т. е. такое состояние, когда пространство над жидкостью не воспринимает больше паров.

Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются насыщенными.

Давление насыщенных паров данной жидкости возрастает с повышением температуры.

Чем выше упругость паров нефти, тем интенсивнее, при прочих равных условиях, она испаряется.

Максимально допустимое давление насыщенных паров товарной нефти не должно превышать 6G650 Па при температуре в месте сдачи нефти.

Определение давления насыщенных паров нефти заключается в измерении давления, вызываемого парами испытуемой нефти,. it замкнутой камере определенных размеров при 38°С и при соотношении объемов жидкой и паровой фаз 1 : 4.

Лабораторные экспресс-методы определения качества нефти

Для ускорения процесса определения качества нефти разработаны и применяются лабораторные влагомеры и солемеры, В качестве примера приводится описание лабораторного измерителя содержания солей ЛИС-1. Прибор основан на частотно-диэлькометрическом принципе, согласно которому частота, при которой наблюдается максимум диэлектрических потерь, прямо пропорциональна количеству солей в дисперсной фазе. Процесс измерения состоит из двух этапов: 1) вымывание солей из измеряемой пробы дистиллированной водой на механическом диспергаторе, т. е. приготовление эмульсии, в которой все соли переведены в дисперсную фазу; 2) определение частоты, соответствующей максимуму диэлектрических потерь, и умножение ее величины на известный коэффициент пересчета для получения результата в единицах содержания солей.

Прибор ЛИС-1 состоит из емкостного преобразователя и измерительного блока. Измеряемую пробу заливают в пол-литровую банку и устанавливают на кронштейне преобразователя. Затем включают двигатель, и эмульсия циркулирует через преобразователь, который соединен кабелем с измерительным блоком. Последний позволяет снять зависимость потерь от частоты и определить, при какой частоте наблюдается максимум потерь.

Процесс вымывания длится 5-10 мин, в зависимости от применяемого диспергатора и стойкости измеряемой эмульсии, процесс измерения - 3-5 мин. После измерения преобразователь и диспергатор промывают соляровым маслом для удаления остатков предыдущей пробы. Процесс промывания занимает не более 5 мин.

Пределы измерения содержания солей: без разбавления - от 0 до 5 мг/л, с дополнительным разбавлением от 0 до 50 000 м г/л.

Кроме описанного солемера широкое распространение получили лабораторный солемер ИОН-Л и лабораторный влагомер ВЭН-2М.

Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности

Измерение содержания воды. В связи с внедрением автоматизированных блочных замерных установок и безрезервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы приборы для автоматического определения содержания воды в продукции скважин в процессе измерения дебита или в товарной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепровод.

Содержание воды в потоке нефти определяется, различными косвенными методами. Среди них наибольшее распространение получил так называемый диэлектрометрический метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой i меси. Безводная нефть является типичным неполярным диэлектриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за удержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, называются влагомерами.

При управлении обезвоживающими установками необходимо

контролировать содержание воды как в исходной, так и в обезвоженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти разработаны приборы типа УВН.

Между обкладками конденсатора протекает контролируемая, а конденсатора - обезвоженная нефть, полученная отгонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в блоке подготовки. Емкости конденсаторов сравниваются в блоке, на выходе которого формируется сигнал в виде частоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей конденсаторов.

В блоке имеются два генератора Г₁ и Г₂, усилитель У, конденсаторы С_и и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока. Преобразователь соединен с блоком линией связи. Выходной сигнал преобразователя подается на вторичный прибор потенциометра, шкала которого градуирована в единицах содержания воды в нефти.

Сопротивления служат соответственно для настройки чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при установке нуля) при помощи вентиля через конденсатор пропускают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала электронного измерительного блока градуируется в пределах, 0-3%, в сырой нефти - соответственно 0-1, 0-15, 0-60%. Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П». Однако у диэлектрометрического метода измерения влагосодержания имеется существенный недостаток - прибор оказывается неработоспособным при смене сорта нефти и требует специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значительно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера по дифференциальной схеме, которые используются для измерения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устройство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пузырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы создание приборов спектрального анализа и разработка метода спектроскопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию обычная картина поглощения искажается рассеиванием на оптических неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Интенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зависит от концентрации воды, распределения капель воды по размеру, длины волны падающего луча и оптических свойств среды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для определения влажности, однако большие возможности открывает измерение собственного поглощения излучения водой. На этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип действия анализаторов основан на измерении поглощения эмульсионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти разработан автоматический анализатор И0Н-П2, представляющий собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб по заданной программе, разбавление отобранной пробы растворителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анализатора основан на измерении электропроводности пробы нефти, разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового спиртов и бензола. Диапазон измерений И0Н-П2 находится в пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 иг/л.

В СССР применяются также импортные солемеры типа РСД, ССА (США), Солинол (ВНР).

Измерение плотности. Для измерения плотности нефти на потоке в настоящее время наибольшее распространение получили приборы, принцип действия которых основан кг измерении частоты колеблющейся системы трубок, внутри которых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и цифровое преобразование. Принцип действия прибора можно сравнить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колебание посредством электромагнитной катушки, расположенной между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являющейся функцией плотности жидкости, которую они содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначенные для бесконтактного непрерывного измерения в стационарных условиях и дистанционной записи плотности различных жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наибольшее применение, получили импортные плотномеры типа «Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 дс 1600 кг/м³, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измерения составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м³. Принцип действия указанных приборов - вибрационный.

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:

измерению объема нефти;

измерению ее средней температуры;

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.

Учет нефти в резервуарах

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому, ею в резервуаре. Для быстрого и точного определения объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерными) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калибруют различными методами: при помощи мерных сосудов, наливом и сливом заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); при помощи объемных счетчиков, замеряющих количество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре, и замером геометрических размеров резервуара.

Метод выбирают с учетом объема резервуаров и необходимой точности. На практике наиболее доступен метод обмера резервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные цилиндрические резервуары калибруют измерением высоты и внутреннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуара жидкостью на 60-80%, поскольку на точность калибровочных таблиц влияет гидростатическое давление.

В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании которого учитывается нефть.

При определении количества нефти, находящейся в резервуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибровочным таблицам находят ее объем.

После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборника пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умножая объем нефти на плотность, получают массу нефти.

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней.

В верхних слоях резервуара температура нефти, как правило, выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изменяться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать среднюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плотность этой пробы.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикрепляемой к ним водочувствительной ленты.

Измерение уровня рулеткой-с лотом осуществляется следующим образом: измеряют базовую сторону (высотный трафарет резервуара) как расстояние по вертикали между днищем или базовым столиком резервуара в точке касания лота рулетки и риской планки замерного люка. Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты: они не должны отличаться более чем на допустимое отклонение рулетки (1±4 мм), в случае расхождения необходимо выявить причину и устранить; медленно опускают ленту рулетки с лотом до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти; поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения липни смачивания на ленте рулетки; отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм немедленно, т. е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень в каждом резервуаре измеряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм измерения повторяют и из трех наиболее близких отсчетов берут среднее.

Для контроля за наличием подтоварной воды измеряют ее уровень в резервуарах и других емкостях при помощи водочувствительной ленты или пробоотборника. Затем по градуировочной характеристике резервуаров находят объем подтоварной воды. Для определения объема нефти нужно из объема, отвечающего общему уровню, вычесть объем подтоварной продукции.

При приемо-сдаточных операциях наиболее распространен следующий порядок учета нефти: измерение температуры пробы сразу же после ее извлечения из резервуара; определение средней плотности нефти и приведение ее к 20°С; определение массового содержания воды (в %) в отобранной средней пробе аппаратом Дина - Старка.

После этих измерений объем обводненной нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто. Из данной массы вычитают массу воды, полученную умножением общей массы «влажной» нефти на массовый процент обводненной нефти, и получают массу нетто, т. е. массу чистой нефти, выраженную в тоннах.

Учет нефти по счетчикам

Основным элементом узла учета нефти является турбинный расходомер. Конструктивно турбинный расходомер состоит из корпуса, внутри которого размещается турбинка, насаженная на ось. Турбинка вместе с осью вращаются на подшипниках. Применяются подшипники качения или скольжения. Расходомеры, выполненные на подшипниках качения, предназначены для измерения потоков нефти с вязкостью до 0,3-10^-4 м²/с, на подшипниках скольжения- до 3-10^-4 м²/с

Для повышения надежности и точности работы расходомера в его конструкции предусмотрены обтекатель 5 и направляющие аппараты 7. Снаружи корпуса турбины укреплена фланцевая втулка 6 с резьбовым гнездом для установки магнитоиндукционного датчика, представляющего собой катушку индуктивности с сердечником из магнитного материала.

Принцип работы турбинного расходомера основан на преобразовании линейной скорости движения потока жидкости в пропорциональную ей угловую скорость вращения крыльчатки турбинки. При вращении турбинки расходомера лопасти ее, изготовленные из магнитного материала, наводят импульсы электродвижущей силы в магнитоиндукционном датчике, пропорциональные по частоте скорости потока жидкости. Последующим усилением и преобразованием электрических импульсов в электронном блоке вызывается срабатывание шестиразрядного электромеханического счетчика, вынесенного на лицевую панель электронного блока.

Несмотря на относительно высокую точность замера расхода турбинными расходомерами, особенно при нагрузках, приближающихся к максимальным, они требуют проверки, так как со временем отклонения в их показаниях могут значительно возрастать (в связи с износом лопаток, подшипников и т. д.).

Для проверки турбинных расходомеров непосредственно на месте создана поверочная трубо-поршневая установка (ТПУ). Работа ее основана на сравнении расходов, полученных расходомером на узле учета и ТПУ, при прохождении через них одинаковых количеств жидкости в определенный интервал времени.

Конструктивно ТПУ состоит из трубо-поршневого устройства и электронного блока. Трубо-поршневое устройство состоит из калиброванного участка трубы, тройника, расширителя, крана-манипулятора, двух детекторов, шарового разделителя, термометров и образцового манометра.

Калиброванный участок трубы установки ограничивается двумя детекторами, которые фиксируют прохождение шаровым разделителем этого участка трубы. Для уменьшения износа шарового разделителя внутренняя поверхность калиброванного участка трубы покрывается эпоксидной смолой. Наружная часть трубо-поршневого устройства теплоизолирована.

Принцип работы поверочной ТПУ заключается в следующем. Перед началом поверки для стабилизации температуры и давления налаживают циркуляцию нефти через установку. По известному числу импульсов и времени рассчитывается расход нефти через поверяемый расходомер. Сравнение этих данных в электронном блоке позволяем определить погрешность поверяемого расходомера. Для более точного определения погрешности поверку проводят в несколько приемом. Среднее арифметическое погрешностей принимают зa погрешность данного расходомера до следующей его поверки.

Обслуживание резервуарных парков

Группы резервуаров, в которых производятся операции по приему, хранению и в отдельных случаях по учету нефти, образуют резервуарные парки. Резервуарные парки являются наиболее пожароопасными объектами в нефтяной промышленности. Пожароопасность этих объектов углубляется тем, что в резервуарных парках находится большое количество нефти. Кроме того, газовое пространство резервуаров при определенных технологических операциях заполнено взрывоопасной смесью. Вследствие указанных обстоятельств обслуживание резервуарных парков должно производиться в строгом соответствии с производственными инструментами и технологическими регламентами.

Нефтяные резервуары требуют строгого и постоянного внимания со стороны обслуживающего персонала. Каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть снабжен паспортом с приложением к нему технической документации по проектированию и строительству резервуара.

Каждый действующий нефтяной резервуар должен быть оснащен полным комплектом резервуарного оборудования.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать схему трубопроводов и назначение аварии или пожаре безошибочно делать необходимые переключения. Все рабочие, обслуживающие резервуарный парк, обязаны сдать экзамены по техническому минимуму знаний, правила техники безопасности, пожарной безопасности и должностную инструкцию.

Резервуары надо наполнять и опорожнять со скоростью, не превышающей пропускной способности дыхательных клапанов. Перед наполнением или опорожнением необходимо проверить состояние дыхательной арматуры. При неисправных клапанах наполнять и опорожнять резервуары не разрешается. Резервуар следует наполнять снизу под уровень жидкости. Порожние резервуары надо наполнять медленно, с небольшой скоростью.

По окончании перекачки хлопушка должна быть закрыта.

В каждом резервуарном парке в помещении операторной должны быть техническая схема трубопроводов и технологическая карта, в которой указаны: максимальный уровень наполнения, максимальная температура подогрева и минимальный уровень нефти в резервуарах, оборудованных подогревателями.

В результате нарушения целостности резервуаров могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами.

В клапанах типа КПГ в зимнее время очищать внутреннюю поверхность колпака от инея и льда с проминкой и теплом масле; :в .огневом предохранителе обеспечивать герметичное прилегание кассеты к прокладке в Корпусе, чистоту пакетов с гофрированными пластинами, устраняя засорение их пылью, инеем, следить за плотностью и непроницаемостью крышки огневого предохранителя и фланцевых соединений; обнаруженные при осмотре предохранителя поврежденные пластины немедленно заменять новыми.

В пеносливной камере проверять наличие и исправность диафрагмы и гаек с прокладками на концах пенопроводов; следить за плотностью соединения пеносливной камеры с резервуаром, за прочностью прикрепления пенопроводов к корпусу резервуара, в пеногенераторах ГВПС-2000, ГВПС-600 необходимо следить за правильностью _ положения герметизирующей крышки (прижатие должно быть равномерным и плотным), за целостностью сетки кассет, следить, нет ли внешних повреждений, коррозии на проволоке сетки; в случае обнаружения признаков коррозии кассета подлежит замене; проводить контрольную проверку правильности показаний прибора для измерения уровня в соответствии с инструкцией завода-изготовителя; в зимнее время проверять наличие надежного утепления на резервуарных задвижках и в необходимых случаях, во избежание их замораживания, спускать из корпуса задвижки скопившуюся воду, выявлять наличие свищей и трещин на корпусе задвижек, течей через фланцевые соединения; обеспечивать плотное закрытие плашек (клинкета), свободное движение маховика по шпинделю, своевременную набивку сальников; в сифонном кране проверять, нет ли течи в сальниках крана и маховика; поворот крана должен быть плавным, без заеданий; следить, чтобы в нерабочем состоянии приемный отвод находился в горизонтальном положении, а спускной кран был закрыт; следить за состоянием окрайков днища и уторного сварного шва (нет ли трещин, свищей, прокорродированных участков); отклонения наружного контура окраек по высоте не должны превышать величин, установленных соответствующими Правилами; следить за состоянием люка-лаза (фланцевого соединения, прокладки, сварных швов), соединений; следить за состоянием отмостки (нет ли просадки, растительного покрова, глубоких трещин); обеспечивать отвод ливневых вод по лотку; по канализационной сети, резервуарного парка следить за наружным и внутренним состоянием трассы, дождеприемных и специальных колодцев (нет ли повреждений в кладке стен, местах входа и выхода труб, не переполнены ли трубы, не зава лены ли грунтом или снегом); следить за состоянием крышек колодцев.

Сифонные краны должны быть герметичными, через сальник не должно быть течи, труба должна легко вращаться вокруг своей оси.

В зимнее время вода, находящаяся в резервуарах и в оборудовании, замерзает и нарушает их эксплуатацию. Могут быть случаи замерзания воды в задвижках, сифонных кранах, гидравлических предохранительных клапанах и другом оборудовании.

Поэтому перед началом осеннее - зимнего сезона необходимо удалить всю воду из резервуаров и из оборудования, где она может накопляться.

Охрана труда и противопожарные мероприятия. Охрана окружающей среды

Инструктаж и обучение безопасным методам труда

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются технологические и трудовые процессы, внедряются передовые методы труда.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих умению обращаться с новым производственным оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы. Обучение рабочих но профессиям должно проводиться в соответствии с положением, утвержденным министерством. Все вновь принятые на предприятия рабочие, не имеющие профессии (специальности) или меняющие свою профессию, должны пройти профессионально-техническую подготовку в установленном порядке.

К обслуживанию электроустановок, паровых и водогрейных котлов, грузоподъемных кранов, сосудов, работающих под давлением, специальных механизмов и машин допускаются лица, прошедшие соответствующее специальное обучение, сдавшие экзамен и получившие удостоверение установленной формы.

Обучение рабочих безопасным методам и приемам работы проводится в виде: вводного инструктажа (при поступлении на работу); инструктажа на рабочем месте (первичного, периодического и внеочередного); массовой пропаганды вопросов охраны труда.

Вводный инструктаж включает общие вопросы - основные положения советского трудового законодательства, правила внутреннего трудового распорядка, правила перевозки рабочих транспортными средствами, правила техники безопасности при погрузочно-разгрузочных работах, транспортирование грузов, требования пожарной безопасности, методы и способы оказания первой (доврачебной) помощи при несчастных случаях и др.

Вводный инструктаж должен проводить работник службы техники безопасности или лицо, на которое возложены эти обязанности.

Инструктаж по оказанию первой помощи, по правилам пожарной безопасности и другим специальным вопросам проводится соответствующими специалистами. По окончании вводного инструктажа рабочему должно быть выдано удостоверение по технике безопасности, где делаются отметки о прохождении вводного инструктажа, практического обучения (стажировки) на рабочем месте и проверки знаний, а также о медицинских осмотрах.

Инструктаж по технике безопасности на рабочем месте заключается в ознакомлении рабочего с порядком подготовки рабочего места, с оборудованием, приспособлениями, их характеристикой и конструктивными особенностями, возможными опасностями и безопасными методами и приемами работы.

Инструктаж на рабочем месте проводит непосредственный руководитель работ (мастер, начальник установки, механик цеха и т. п.).

Инструктаж на рабочем месте проводится по утвержденным главным инженером предприятия программам, составленным на основании действующих правил и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии с учетом конкретных условий производства.

Как отмечалось, инструктаж на рабочем месте подразделяется на первичный, периодический (повторный) и внеочередной.

Первичный инструктаж проводится перед назначением па самостоятельную работу, при переводе на другую должность или участок с иным характером работы. При этом рабочие проходят и практическое обучение (стажировку).

Рабочие, прошедшие обучение, имеющие об этом удостоверение и подтвердившие свои знания на данном предприятии, освобождаются от прохождения стажировки.

С целью усвоения рабочими безопасных методов и приемов труда, углубления знаний по технике безопасности и производственной санитарии не реже чем через каждые 3 месяца проводится периодический (повторный) инструктаж.

Для отдельных рабочих профессий периодический инструктаж проводится не реже 1 раза в 6 месяцев.

При внедрении новых технологических процессов и методов труда, новых видов оборудования и механизмов, при введении в действие новых правил и инструкций по технике безопасности, а также несчастном случае или аварии, происшедших из-за неудовлетворительного инструктажа рабочих, должен проводиться внеочередной инструктаж.

Проведение всех видов инструктажа оформляется в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте.

Проверка знаний проводится в индивидуальном порядке с оформлением результатов в специальном журнале комиссией, назначенной приказом по предприятию, во главе с техническим руководителем структурного подразделения, ответственным за технику безопасности.

Проверка знаний должна проводиться в соответствии с действующим типовым положением о порядке проверки знания правил, норм и инструкций по технике безопасности руководящими и инженерно-техническими работниками. Повторную проверку знаний проводят не реже 1 раза в три года.

Существенное значение имеет массовая пропаганда техники безопасности. Формы пропаганды техники безопасности разнообразны. К основным из них относятся: организация на предприятиях кабинетов и уголков по технике безопасности; создание и распространение плакатов, предупредительных знаков и других наглядных пособий по технике безопасности; проведение лекций, докладов и семинаров, популяризация безопасных методов труда посредством кинофильмов, диафильмов, радио, телевидения и печати; организация обмена, положительным опытом работы предприятий, цехов и бригад; издание литературы по вопросам техники безопасности - правил, инструкций, брошюр и др.

Анализ производственного травматизма показывает, что большая часть несчастных случаев на предприятиях нефтяной промышленности происходит в результате нарушения установленных требований техники безопасности и неправильных приемов работы.

Опыт показывает, что только традиционными методами обучения (лекции, беседы с демонстрацией плакатов и других наглядных пособий) невозможно в отводимое для обучения и инструктажа время привить рабочим соответствующие знания и навыки. Дело осложняется еще постоянным увеличением объема знаний, необходимых для работы на современном высокопроизводительном оборудовании.

За последние годы в различных областях науки и техники внедряется новый, прогрессивный метод обучения - программированное обучение и контроль знаний с применением обучающихся и контролирующих машин. Метод программированного обучения и контроля знаний позволяет улучшить качество обучения, повысить его эффективность, а также значительно сократить время, затрачиваемое на обучение и контроль знаний. Программированное обучение способствует улучшению качества инструктажа, проверки знаний и снижению травматизма на предприятиях нефтяной промышленности.

Токсичность, вредность нефти и применяющихся в добыче нефти веществ

Токсичными веществами называются продукты, которые при проникновении и организм человека вызывают нарушение его нормальном жизнедеятельности. Токсичность зависит от природы вещества, его состава и свойств, летучести, степени дисперсности в рабочей среде и продолжительности воздействия на организм человека.

На нефтегазодобывающих предприятиях из нефти и нефтяного газа выделяются различные опасные компоненты. При вдыхании их или попадании в желудочно-кишечный тракт может произойти отравление людей.

Токсичность нефти и нефтяного газа зависит от их состава. она усиливается при содержании в них сернистых соединении.

Первые признаки отравления парообразными углеводородами- недомогание и головокружение. Летальный исход может наступить от паралича дыхания при явлениях нарастающей сердечной слабости. Углеводороды могут служить причиной и хронического отравления.

Пары углеводородов, в частности бензина, могут вызвать как острые дерматиты, так и хронические экземы и другие заболевания кожи.

Сероводород, являющийся сильным ядом,- бесцветный газ, с сильным неприятным запахом тухлых яиц (при больших концентрациях чувствительность снижается). Однако при концентрациях, не уловимых органами обоняния, во рту появляется металлический вкус, по которому газ можно распознать.

В нефтях и газах сероводород встречается в разных концентрациях. При действии высоких концентраций (1000 мг/м³ и выше) отравление бывает почти мгновенным (судороги, потеря сознания и быстрая смерть от остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца).

Окись углерода - газ без цвета и запаха, очень ядовитый. При вдыхании небольших количеств окиси углерода появляется вначале головная боль, ощущение пульсации в висках, головокружение, шум в ушах, затем рвота, чувство слабости. При продолжительном пребывании в загазованной атмосфере могут наступить потеря сознания и смерть.

Ртуть применяют в основном в контрольно-измерительных приборах. Это жидкий металл, очень ядовитый. При обычной (комнатной) температуре испаряется. Длительное и постоянное воздействие малых концентраций паров ртути приводит к функциональным нервным расстройствам, неустойчивости сердечнососудистой системы и другим нежелательным явлениям.

Соляную кислоту применяют в основном для кислотной, термокислотной обработки скважин и при гидравлическом разрыве пластов.

При попадании на кожу соляная кислота вызывает ожоги, и более длительном воздействии - язвы. Первая помощь при попадании соляной кислоты на кожу - немедленное смывание струей воды в течение 10-15 мин. При попадании кислоты в глаза необходимо промывать их чистой водой. Серную кислоту применяют в лабораториях и для заполнения аккумуляторов. Она вызывает весьма сильные ожоги, вплоть обугливания. При попадании крепкой кислоты на кожу необходимо удалить ее обильным промыванием водой в течение 10-15 мин, после чего пострадавший должен быть направлен к врачу для оказания ему специальной помощи. Щелочи при попадании на кожу: образуют мягкий струп,

способствующий проникновению щелочи в более глубокие ткани. Весьма опасно попадание даже самых малых количеств щелочи в глаз. При этом возможно не только поражение поверхности глаза, но и глубоких его частей. Первая помощь при попадании щелочи - обильное промывание водой или слабыми органическими кислотами (лимонной, винной) пораженных участки. Для защиты от кислот и щелочей следует пользоваться соответствующими перчатками, сапогами, спецодеждой из шерстяной ткани. Глаза защищают предохранительными очками.