Система учета нефтепродуктов: методы и особенности использования. Методы учета нефти


Способ учета нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а, в частности, к способам учета нефти с определением фазного и компонентного составов при ее добычи из скважины или при отпуске и транспортировке потребителю. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения массы нефти и пластовой воды (ПВ) и процентного содержания балласта. Для этого измеряют объем и плотность сырой нефти (СН) в резервуаре (Р) при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению. Отбирают объединенную пробу СН из трубопровода при ее откачке и определяют в ней плотность нефти и ПВ и содержание балласта. Затем определяют массу откачанной нефти с учетом измеренных параметров. Перед откачкой СН из Р производят ее отстой до частичного отделения ПВ и определение плотности ПВ. При откачке СН измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру. Массу откачанной нефти и процентное содержание балласта определяют из приведенных математических выражений. При этом определение плотности отстоявшейся ПВ осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя СН в Р. Определение плотности отстоявшейся ПВ осуществляют в ее потоке при откачке из Р после отстоя и перед откачкой СН. Объем СН в Р измеряют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на Р. Отбор объединенной пробы СН из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности. После отстоя СН в Р отбирают точечные пробы СН, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность СН, нефти и ПВ и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти. Измерение при откачке СН в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров СН в Р. Массу пластовой воды МB определяют по приведенной формуле. 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а в частности, к способам учета нефти с определением фазного и компонентного составов при ее добычи из скважины или при отпуске и транспортировке потребителю.

Известен способ определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости скважины, характеризующийся тем, что при отборе жидкости осуществляют воздействие на поток отбираемой пластовой жидкости, пропуская ее через жиклер в мерную емкость, одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости и получают информационный сигнал по расходу жидкости, суммируют сигналы, полученные при различных перепадах давления нефти и воды на жиклере и затем определяют объемную долю нефти в пластовой жидкости и кинематическую вязкость нефти и воды (см. RU 2096608, Е 21 В 47/00, 1997).

Недостатком известного способа является невысокая точность определения количественного состава компонентов в сырой нефти.

Известен также способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, и отбор точечных проб в резервуаре для повышения достоверности определения показателей нефти (см. Нефть и нефтепродукты, Методы измерения массы, ГОСТ 26976-86).

Недостатком известного способа является то, что в способе не оговорены уровни отбора точечных проб при наличии в резервуаре подтоварных пластовых вод, что приводит к снижению точности измерений из-за возникновения разногласий при резервуарном учете водонефтяных потоков.

Задачей патентуемого способа является повышение точности определения массы нефти и пластовой воды и процентного содержания балласта.

Указанная задача достигается тем, что в способе учета нефти, включающем измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3;

W - объемная доля воды, %;

DB - плотность пластовой воды, кг/м3;

D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;

Wmn - массовая доля механических примесей, %.

Указанная задача достигается также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.

А также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.

А также тем, что объем сырой нефти в резервуаре определяют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.

А также тем, что отбор объемной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.

А также тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти.

А также тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.

А также тем, что массу пластовой воды МB определяют по формуле:

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена технологическая схема информационно-измерительной системы (ИИС), реализующей патентуемый способ.

Способ осуществляется следующим образом.

ИИС использует данные о количестве и качестве сырой нефти, находящейся в цилиндрическом вертикальном резервуаре и заполняющей трубопровод при ее откачке.

Водонефтяной поток (сырая нефть) из трассы нефтепровода через задвижку 1 поступает и накапливается в вертикальном резервуаре. После накопления жидкости и частичного отделения пластовой воды перед откачкой через пробозаборное устройство 2 и шаровой кран 3 отбирается в пробозаборник 27 проба пластовых вод.

Откачка осуществляется насосным агрегатом 26. При откачке сырая нефти через дистанционно управляемые задвижки 4 и 25 поступает в байпасную линию. В байпасной линии сырая нефть после задвижки 20 проходит датчик плотномера 19, щелевое пробозаборное устройство 18, первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти 17 и задвижку в выходной коллектор, в котором измеряется давление и температура, используя соответственно датчики 22 и 23.

Часть потока жидкости, отобранная щелевым пробозаборным устройством 18, поступает в линию качества, в которой, используя дистанционно управляемую задвижку 16, по показаниям индикатора расхода 15 создают условия изокинетичности. В линии качества жидкость после индикатора 15 проходит последовательно через датчик плотномера 14, диспергаторы 13 и 7, обратный клапан 6 и шаровой кран 5 на вход насосного агрегата. В линии качества предусмотрены два варианта отбора пробы: ручной и автоматический, используя комплекс технических средств пробозаборников СТАНДАРТ БОЗНА. После диспергатора 13 через шаровой кран 12 вручную отбирают пробу в пробоотборник 11. После диспергатора 7, используя запорное устройство 8 в пробоотборник 10 по программе блока управления 9, автоматически отбирается за период откачки объединенная проба, используемая для определения в лаборатории физико-химических показателей нефти.

При сдаче нефти из резервуара должны быть закрыты и опломбированы задвижки на всех линиях, кроме линии, по которой осуществляется откачка жидкости.

Используя пробозаборное устройство 2, установленное на выходном трубопроводе резервуара, через шаровой кран 3 перед откачкой отбирается проба для определения плотности пластовых вод в химической лаборатории.

Перед откачкой проверяют закрыты ли задвижки 4, 24 и 25. Затем открывают задвижки 20 и 21, шаровые краны 5 и 16. Приоткрывают задвижки с дистанционным управлением 4 и 25. Заполняют датчики плотномера 19 и ПИП-ВСН 17, а также линию качества пластовыми водами. Фиксируют плотность пластовых вод. Открывают полностью вначале задвижку 4, а затем задвижку 25 и осуществляют откачку жидкости из резервуара.

При проведении приемосдаточных операций масса откачиваемой партии жидкости (сырой нефти) определяют как разность масс жидкости в резервуаре на моменты начала и завершения откачки. При этом массы продукта на момент начала и завершения откачки рассчитываются исходя из измеренных и вычисленных значений объема и плотности жидкости в начале и в конце откачки.

Определение массы жидкости в резервуаре выполняется после того, как резервуар находился в состоянии отстоя и после истечения времени отстоя, регламентируемого технологическим процессом, учитывающим наличие деэмульгатора и стойкость водонефтяной эмульсии.

После истечения времени отстоя из резервуара отбирают точечные пробы сырой нефти и выполняют лабораторный анализ объединенной пробы для определения плотности пробы, нефти и пластовых вод, содержания балласта (воды, солей и механических примесей).

Объем жидкости в резервуаре определяют непрерывно (автоматически) по уровню жидкости и данным градуировочной таблицы на резервуар, составленной и утвержденной в установленном порядке и внесенной в базу данных. Измерение уровня раздела газ-жидкость выполняют датчиком Дур радарного уровнемера ВМ 70Р фирмы Кроне, который смонтирован сверху резервуара.

Измерение среднего значения температуры выполняется в резервуаре многоточечным термометром ДТТ, а в откачиваемом потоке датчиком температуры 23. Точечные термометры должны быть равномерно распределены по высоте резервуара. На основании данных датчика температуры производится автоматическая корректировка объема жидкости в резервуаре по его средней температуре.

Измерение плотности потока жидкости, откачиваемой из резервуара, осуществляется плотномером 7826 фирмы Solartron. Если же диапазон изменения скоростей потока жидкости не соответствует паспортным данным плотномера 7826, то мгновенные значения плотности откачиваемой жидкости можно получить, используя плотномер 7835 той же фирмы, размещенный в узле качества.

В процессе опорожнения резервуара из трубопровода отбирают в узел качества объединенную пробу жидкости и выполняют ее лабораторный анализ для определения плотностей жидкости (сырой нефти), нефти и пластовых вод, содержания воды, солей и механических примесей. Затем осуществляют ручной ввод результатов лабораторного анализа: плотностей при 20°С и процентного содержания балласта.

Приведение измеренных значений плотности жидкости к стандартной температуре 20°С выполняют по таблице ГОСТ 3900. далее полученное по таблице значение плотности пересчитывается на плотность D20 в вакууме, что достигается увеличением значений плотности на 1,1 кг/м3

Массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3;

W - объемная доля воды, %;

DB - плотность пластовой воды, кг/м3;

D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;

Wmn - массовая доля механических примесей, %.

Для всех параметров, измеренных непосредственно на ИИС и в лаборатории по отобранным объединенным пробам, производят сравнения этих параметров и результат сравнения считается положительным, если выполняется условие:

|PAR-PARлаб|≤ΔPAR+ΔPARлаб, где

PAR и PARлаб - тот или иной физический параметр сырой нефти или пластовой воды, измеренный непосредственно в ИИС или и лаборатории по объединенной пробе, отобранной в трубопроводе или в резервуаре;

ΔPAR и ΔPARлаб - абсолютные погрешности непосредственных измерений и лабораторного анализа соответственно.

ИИС автоматически осуществляет обработку результатов измерений для вычисления массы по вышеприведенной формуле.

Для получения данных о массе нетто нефти в откачиваемой жидкости используют установленные после центробежного насоса полнопоточные первичный измерительный преобразователь объемной доли воды W в нефти ПИП-ВСН и датчик плотности 7826 фирмы Solartron.

Кроме того, в трубопроводе установлены датчики давления и температуры фирмы Фишер Роземаут. Эти средства используются для определения текущих значений плотности Di, объемной доли Wi воды в нефти, температуры Ti и давления Pi откачиваемой из резервуара жидкости. ИИС усредняет текущие значения измеряемых параметров за интервал времени, равный периоду опроса параметров жидкости в резервуаре, например 2-3 секунды,

Следовательно, каждые 2-3 секунды получают данные о массе брутто жидкости Mi, средней плотности Di и средних значениях объемной доли воды Wi, используя которые можно определить объем воды Qiв за интервал измерения. Просуммировав значения Qiв за все время откачки, получают объем пластовой воды в отгруженном продукте.

Массу пластовой воды МВ определяют по формуле:

Контроль точности измерений массы нефти производится ИИС сравнением с результатами, полученными при измерениях параметров жидкости по пробам, взятым из резервуара.

1. Способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержания балласта, определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, отличающийся тем, что перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3;

W - объемная доля воды, %;

DB - плотность пластовой воды, кг/м3;

D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;

Wmn - массовая доля механических примесей, %.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем сырой нефти в резервуаре измеряют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что массу пластовой воды МВ определяют по формуле:

www.findpatent.ru

Методы учета количества нефти и нефтепродуктов на нефтебазах

При автоматизации процессов управления на объектах хранения нефти и нефтепродуктов основные информационные задачи сводятся к количественному учету нефти и нефтепродуктов, хранящихся в резервуарах, в том числе таких, как резервуары вертикальные стальные для нефти и нефтепродуктов.

При этом необходимо рассматривать две основные категории возникающих информационных задач:

1. Товарно-учетные, требующие измерения с высокой точностью (погрешность в пределах десятых долей процента) при относительно небольшом быстродействии;

2. Оперативно-контрольные, требующие сравнительно быстродействующих измерительных систем, обеспечивающих относительно невысокую точность (погрешность в пределах нескольких процентов)

Первая задача связана с учетом, распределением и планированием, вторая – с оперативным управлением процессами налива и слива нефти и нефтепродуктов.

Товарно-учетная информация необходима для получения объективной – коммерческой, бухгалтерской и учетной документации и может также использоваться для осуществления рациональных планов загрузки объектов хранения. Эту группу операций в дальнейшем будем называть коммерческим учетом (КУ). Информация, полученная в результате операций КУ, как правило, используется для управления технологическими объектами, для определения параметров продукта в резервуарах с последующей регистрацией, как результатов обработки, так и необходимых информационных параметров.

Контрольно-оперативная информация используется непосредственно после ее получения для выработки немедленно реализуемых управляющих воздействия. Оперативная информация (ОУ) позволяет получить все сведения о случайных возмущениях, влияющих на функционирование управляемого объекта. Эта информация, в свою очередь, делится на производственно-технологическую, используемую для управления производственными процессами и замыкающуюся в системах управления технологическими агрегатами, и оперативно-производственную, используемую для оперативного управления участками. Она включает в себя сведения о продукции и производственных процессах, данных планов-графиков и учетно-отчетной документации.

Основу оперативной информации составляет первичная информация, являющаяся совокупностью параметров продукции и процессов, необходимых для оперативного управления. Причем сведения о продукции включают в себя все необходимые данные о качественной и количественной характеристиках всех видов продукции на данном и смежном участках. Информация о процессах, в свою очередь, содержит все требования для оценки ситуации на участках, данные о ходе технологического процесса, а учетная информация является совокупностью данных, характеризующих работу участка за определенный период времени (смена, сутки и т.д.) отражающий результаты оперативного управления участком.

www.gazenergohim.ru

Система учета нефтепродуктов: методы и особенности использования

В процессе хранения, расходования горючих материалов большую роль играет их учет. Особенно это касается нефти и нефтепродуктов, содержащихся на нефтебазах, автозаправочных станциях. За последнее время система учета нефтепродуктов видоизменилась, стала полностью автоматизированной, хотя принципы ее работы остались такими же, как в 70-х годах прошлого века.

Методы ведения учета нефтепродуктов

Ведение учета продуктов переработки черного золота, находящихся на хранении или реализуемых через розничную и оптовую сеть, предполагает использование нескольких методов:

• Объемный способ применяют на автозаправочных станциях, где топливо является товаром. Для этого пункты заправки оснащаются современным оборудованием, которое объединяет показатели счетчиков объема, плотномера, термометра, учитывая естественные потери топлива при перевозке и хранении. Уровень отпускаемого горючего материала потребителю ведется в литрах, залитых в баки автомашины через топливораздаточные колонки.• Система учета нефтепродуктов по весу работает во время погрузки нефтяных продуктов в цистерны автомобиля или товарного поезда. Этот способ необходим для измерения относительно небольшого количества горючего материала путем взвешивания на весах. Инновационное оснащение этого метода кориолисовыми расходомерами, которые позволяют проводить прямые измерения, является самым востребованным параметром оборота топлива.• К часто используемому методу относится объемно-весовой, который необходим при измерениях большого количества нефтепродуктов. В основе способа – данные плотности, объема, фактической температуры общей массы горючего материала.

Краткая характеристика приборов автоматизированного учета

В последнее время система учета нефтепродуктов перетерпела много изменений.Большую роль в ней играют счетчики разных видов: винтовые, вихревые, ротационные, ультразвуковые, турбинные. Последние считаются наиболее точными, учитывают объем топлива с минимальными погрешностями.

Востребованными в современном производстве стали модульные комплексы, которые измеряют массу и объем перекачанных горючих материалов из трубопроводов. Комплектация измерительного прибора состоит из пульта управления, электронасоса, счетчика, плотномеров, фильтра-газоотделителя, счетного устройства электронного типа.

Нефтебазы и станции автозаправки предпочитают пользоваться специальным узлом, состоящим из фильтра, электронасоса, счетчика. Такая система учета нефтепродуктов отличается небольшими размерами, простотой обслуживания и эксплуатации, высокой безопасностью, но только для светлых типов топлива. Узлы коммерческого учета, главным образом, используют в комплексах наливных постов урал нефть сервис.

Похожая продукция:

Комментирование на данный момент запрещено, но Вы можете оставить

на Ваш сайт.

evrotekhservis.ru

Количественный учет - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Количественный учет - нефть

Cтраница 1

Количественный учет нефти и нефтепродуктов при хранении, приеме, отпуске и транспортировке осуществляется в резервуарах, железнодорожных и автомобильных цистернах, судах, технологических трубопроводах, мелкой таре.  [1]

Количественный учет нефти в основном производится с помощью поплавковых уровнемеров типа УДУ, электрических дистанционных уровнемеров типа УЭД или измеритель ной рулеткой с лотом. Применяются также уровнемеры зарубежных фирм, в частности, система Кор-вол фирмы - чМерлаб Венгрия.  [2]

Автоматизация количественного учета нефти, проходящей по трубопроводу, осуществляется счетчиками, которые дают показания в объемных единицах. Но, поскольку товарные операции по учету нефти производятся в массовых единицах, необходимо кроме объема знать и плотность нефти.  [3]

Для количественного учета нефти и нефтепродуктов определяют среднюю плотность.  [4]

Информационно-измерительные сие - темы количественного учета нефти и нефтепродуктов.  [5]

В последнее время для количественного учета нефти используют расходомеры-счетчики. Внедрение безрезервуарного метода учета с помощью расходомеров позволило значительно сократить потери нефти в резервуарах, уменьшить загрязнение воздушного бассейна, повысить точность измерений, сократить обслуживающий персонал.  [6]

Аппаратурой метрологического обеспечения ИИС количественного учета нефти являются установки объемного или весового типа, предназначенные для периодической поверки счетчиков-расходомеров.  [7]

В книге рассмотрены информационно-измерительные системы количественного учета нефти и нефтепродуктов на объектах хранения - нефтебазах и резервуарных парках. Изложены результаты исследования информационных характеристик технологических потоков объектов хранения жидких продуктов, а также информационных потоков при количественном учете.  [8]

На каждую наливную емкость, предназначенную для количественного учета нефти и нефтепродуктов, должна быть замерная таблица ( в м3 или л через каждый 1 см высоты взлива), составленная на основании акта обмера. Все подсчеты при этом должны производиться с точностью до четвертого знака десятичной дроби; пятый и последующий знаки дроби отбрасываются, причем если пятый знак равен пли более пяти, то к четвертому знаку прибавляется единица.  [10]

В настоящее время разработан ряд систем для коммерческого количественного учета нефти и нефтепродуктов на потоке.  [11]

В Аз НПО Нефтегазавтоматика ( г. Сумгаит) разработана измерительно-вычислительная система количественного учета нефти и нефтепродуктов Радиус - М, реализованная на П - мсто-де, которая эксплуатируется в ряде рсзервуарных парков магистральных трубопроводов.  [12]

По счету Готовая продукция аналитический учет необходим лишь для увязки с балансом количественного учета нефти, газа и нефтепродуктов. Поэтому в бухгалтерии отражаются лишь месячные итоги, которые получаются из отчетов о движении продуктов, названных выше. Записи делаются на карточках или в книгах, либо непосредственно в журналах-ордерах специальной формы. Каждая же отдельная операция самостоятельно отражается только в цеховом количественном учете.  [13]

Объектами автоматизации НПС являются насосы, товарные парки, линейная часть станций. Для автоматизации резерву арных парков применяются информационно-измерительная система количественного учета нефти в резервуарах Утро-2, информационно-измерительный комплекс Квант и система Кор-Вол производства Венгерской республики. В качестве датчиков в системах автоматизации НПС и товарных парков применяются общепромышленные приборы и приборы, специально выпускаемые заводами нефтяной промышленности.  [14]

Система Утро-2 предназначена для учета нефти в резервуарах товарного парка, в резервуарах НПС, нефтебаз, нефтехимических и нефтеперерабатывающих заводов. Измерение уровня продукта в резервуаре системой Утро-2 основано на преобразовании угла поворота вала уровнемера, пропорционально уровню, в кодовую посылку с передачей ее на устройство цифровой индикации. Для количественного учета нефти в резервуарах необходимо, кроме уровня, знать среднюю температуру и плотность продукта. Температура в разных слоях хранящейся нефти измеряется многозонным термопреобразователем сопротивления. Подключение соответствующего элемента термопреобразователя производится автоматически переключателем, связанным с валом уровнемера.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Способ учета нефти | Банк патентов

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а в частности, к способам учета нефти с определением фазного и компонентного составов при ее добычи из скважины или при отпуске и транспортировке потребителю.

Известен способ определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости скважины, характеризующийся тем, что при отборе жидкости осуществляют воздействие на поток отбираемой пластовой жидкости, пропуская ее через жиклер в мерную емкость, одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости и получают информационный сигнал по расходу жидкости, суммируют сигналы, полученные при различных перепадах давления нефти и воды на жиклере и затем определяют объемную долю нефти в пластовой жидкости и кинематическую вязкость нефти и воды (см. RU 2096608, Е 21 В 47/00, 1997).

Недостатком известного способа является невысокая точность определения количественного состава компонентов в сырой нефти.

Известен также способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, и отбор точечных проб в резервуаре для повышения достоверности определения показателей нефти (см. Нефть и нефтепродукты, Методы измерения массы, ГОСТ 26976-86).

Недостатком известного способа является то, что в способе не оговорены уровни отбора точечных проб при наличии в резервуаре подтоварных пластовых вод, что приводит к снижению точности измерений из-за возникновения разногласий при резервуарном учете водонефтяных потоков.

Задачей патентуемого способа является повышение точности определения массы нефти и пластовой воды и процентного содержания балласта.

Указанная задача достигается тем, что в способе учета нефти, включающем измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3 ;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3 ;

W - объемная доля воды, %;

DB - плотность пластовой воды, кг/м3;

D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;

W mn - массовая доля механических примесей, %.

Указанная задача достигается также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.

А также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.

А также тем, что объем сырой нефти в резервуаре определяют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.

А также тем, что отбор объемной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.

А также тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти.

А также тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.

А также тем, что массу пластовой воды МB определяют по формуле:

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена технологическая схема информационно-измерительной системы (ИИС), реализующей патентуемый способ.

Способ осуществляется следующим образом.

ИИС использует данные о количестве и качестве сырой нефти, находящейся в цилиндрическом вертикальном резервуаре и заполняющей трубопровод при ее откачке.

Водонефтяной поток (сырая нефть) из трассы нефтепровода через задвижку 1 поступает и накапливается в вертикальном резервуаре. После накопления жидкости и частичного отделения пластовой воды перед откачкой через пробозаборное устройство 2 и шаровой кран 3 отбирается в пробозаборник 27 проба пластовых вод.

Откачка осуществляется насосным агрегатом 26. При откачке сырая нефти через дистанционно управляемые задвижки 4 и 25 поступает в байпасную линию. В байпасной линии сырая нефть после задвижки 20 проходит датчик плотномера 19, щелевое пробозаборное устройство 18, первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти 17 и задвижку в выходной коллектор, в котором измеряется давление и температура, используя соответственно датчики 22 и 23.

Часть потока жидкости, отобранная щелевым пробозаборным устройством 18, поступает в линию качества, в которой, используя дистанционно управляемую задвижку 16, по показаниям индикатора расхода 15 создают условия изокинетичности. В линии качества жидкость после индикатора 15 проходит последовательно через датчик плотномера 14, диспергаторы 13 и 7, обратный клапан 6 и шаровой кран 5 на вход насосного агрегата. В линии качества предусмотрены два варианта отбора пробы: ручной и автоматический, используя комплекс технических средств пробозаборников СТАНДАРТ БОЗНА. После диспергатора 13 через шаровой кран 12 вручную отбирают пробу в пробоотборник 11. После диспергатора 7, используя запорное устройство 8 в пробоотборник 10 по программе блока управления 9, автоматически отбирается за период откачки объединенная проба, используемая для определения в лаборатории физико-химических показателей нефти.

При сдаче нефти из резервуара должны быть закрыты и опломбированы задвижки на всех линиях, кроме линии, по которой осуществляется откачка жидкости.

Используя пробозаборное устройство 2, установленное на выходном трубопроводе резервуара, через шаровой кран 3 перед откачкой отбирается проба для определения плотности пластовых вод в химической лаборатории.

Перед откачкой проверяют закрыты ли задвижки 4, 24 и 25. Затем открывают задвижки 20 и 21, шаровые краны 5 и 16. Приоткрывают задвижки с дистанционным управлением 4 и 25. Заполняют датчики плотномера 19 и ПИП-ВСН 17, а также линию качества пластовыми водами. Фиксируют плотность пластовых вод. Открывают полностью вначале задвижку 4, а затем задвижку 25 и осуществляют откачку жидкости из резервуара.

При проведении приемосдаточных операций масса откачиваемой партии жидкости (сырой нефти) определяют как разность масс жидкости в резервуаре на моменты начала и завершения откачки. При этом массы продукта на момент начала и завершения откачки рассчитываются исходя из измеренных и вычисленных значений объема и плотности жидкости в начале и в конце откачки.

Определение массы жидкости в резервуаре выполняется после того, как резервуар находился в состоянии отстоя и после истечения времени отстоя, регламентируемого технологическим процессом, учитывающим наличие деэмульгатора и стойкость водонефтяной эмульсии.

После истечения времени отстоя из резервуара отбирают точечные пробы сырой нефти и выполняют лабораторный анализ объединенной пробы для определения плотности пробы, нефти и пластовых вод, содержания балласта (воды, солей и механических примесей).

Объем жидкости в резервуаре определяют непрерывно (автоматически) по уровню жидкости и данным градуировочной таблицы на резервуар, составленной и утвержденной в установленном порядке и внесенной в базу данных. Измерение уровня раздела газ-жидкость выполняют датчиком Дур радарного уровнемера ВМ 70Р фирмы Кроне, который смонтирован сверху резервуара.

Измерение среднего значения температуры выполняется в резервуаре многоточечным термометром ДТТ, а в откачиваемом потоке датчиком температуры 23. Точечные термометры должны быть равномерно распределены по высоте резервуара. На основании данных датчика температуры производится автоматическая корректировка объема жидкости в резервуаре по его средней температуре.

Измерение плотности потока жидкости, откачиваемой из резервуара, осуществляется плотномером 7826 фирмы Solartron. Если же диапазон изменения скоростей потока жидкости не соответствует паспортным данным плотномера 7826, то мгновенные значения плотности откачиваемой жидкости можно получить, используя плотномер 7835 той же фирмы, размещенный в узле качества.

В процессе опорожнения резервуара из трубопровода отбирают в узел качества объединенную пробу жидкости и выполняют ее лабораторный анализ для определения плотностей жидкости (сырой нефти), нефти и пластовых вод, содержания воды, солей и механических примесей. Затем осуществляют ручной ввод результатов лабораторного анализа: плотностей при 20°С и процентного содержания балласта.

Приведение измеренных значений плотности жидкости к стандартной температуре 20°С выполняют по таблице ГОСТ 3900. далее полученное по таблице значение плотности пересчитывается на плотность D20 в вакууме, что достигается увеличением значений плотности на 1,1 кг/м3

Массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:

где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3 ;

GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3 ;

W - объемная доля воды, %;

DB - плотность пластовой воды, кг/м3;

D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;

W mn - массовая доля механических примесей, %.

Для всех параметров, измеренных непосредственно на ИИС и в лаборатории по отобранным объединенным пробам, производят сравнения этих параметров и результат сравнения считается положительным, если выполняется условие:

|PAR-PARлаб|≤ΔPAR+ΔPAR лаб, где

PAR и PARлаб - тот или иной физический параметр сырой нефти или пластовой воды, измеренный непосредственно в ИИС или и лаборатории по объединенной пробе, отобранной в трубопроводе или в резервуаре;

ΔPAR и ΔPAR лаб - абсолютные погрешности непосредственных измерений и лабораторного анализа соответственно.

ИИС автоматически осуществляет обработку результатов измерений для вычисления массы по вышеприведенной формуле.

Для получения данных о массе нетто нефти в откачиваемой жидкости используют установленные после центробежного насоса полнопоточные первичный измерительный преобразователь объемной доли воды W в нефти ПИП-ВСН и датчик плотности 7826 фирмы Solartron.

Кроме того, в трубопроводе установлены датчики давления и температуры фирмы Фишер Роземаут. Эти средства используются для определения текущих значений плотности Di, объемной доли Wi воды в нефти, температуры Ti и давления Pi откачиваемой из резервуара жидкости. ИИС усредняет текущие значения измеряемых параметров за интервал времени, равный периоду опроса параметров жидкости в резервуаре, например 2-3 секунды,

Следовательно, каждые 2-3 секунды получают данные о массе брутто жидкости Mi, средней плотности Di и средних значениях объемной доли воды Wi, используя которые можно определить объем воды Qiв за интервал измерения. Просуммировав значения Qiв за все время откачки, получают объем пластовой воды в отгруженном продукте.

Массу пластовой воды МВ определяют по формуле:

Контроль точности измерений массы нефти производится ИИС сравнением с результатами, полученными при измерениях параметров жидкости по пробам, взятым из резервуара.

bankpatentov.ru

Количественный учет на объектах хранения нефти и нефтепродуктов. Технологические процессы количественного учета на объектах хранения нефти и нефтепродуктов. Методы количественного учета нефти и нефтепродуктов. Средства и методика измерений нефти и нефтепродуктов. Учет расхода нефтепродуктов и статистическая отчетность на нефтебазах

освобождает ленту, которая подтягивается пружинным двигателем. Лента в местном приборе своими отверстиями входит в зацепление со штифтами местного шкива 6, длина окружности которого строго калибрована. По числу оборотов и углу поворота мерного шкива судят о положении поплавка. С валом мерного шкива связаны десятичный счетчик 7 и приставка для дистанционной передачи 8.  Движение на вал дистанционной приставки, передается от валика, показывающего прибора через шестеренчатую передачу.

Рис. 6.2. Датчик температуры

 
  Среднюю температуру в «Утро» измеряют термометром сопротивления (рис. 6.2).

Он представляет собой медную проволоку, уложенную в жгут и защищенную герметическим чехлом. Термометр укладывают вдоль металлической штанги, вращающейся вокруг шарнира внутри резервуара у его основания. Штанга по всей длине снабжена пенопластовыми поплавками 2. На свободный конец штанги насажан поплавок 1, при помощи которого штанга с термометром, вращаясь вокруг шарнира, всегда полностью погружена в жидкость.

Большую точность имеют уровнемеры, в которых поплавок только управляет работой следящего устройства.

Таким прибором является уровнемер СКБ АНН типа УЭД-3. Это уровнемер с тонущим поплавком (буйком), принцип действия которого основан на том, что буек, погруженный в жидкость, автоматически следит за изменением уровня. Подвижную систему прибора приводят первоначально в такое положение, при котором буёк наполовину погружен в жидкость. При повышении уровня следящая система через ряд колес и тросов подымает буек до прежнего положения. При понижении уровня происходит обратный процесс.

Кинематическая схема устройства уровнемера УЭД-3, устанавливаемого на резервуаре, приведена на рис. 6.3.

Рис. 6.3. Уровнемер типа УЭД-3

 

На оси 5 вилки 6 свободно вращается гладкий ролик 4, через который переброшена перфорированная лента 12, изготовленная из нержавеющей стали. Указанная лента переброшена также через ведущий ролик 3 с зубцами, входящими перфорацию ленты. На одном конце ленты висит буек 13, на другом – уравновешивающий груз 14. Продолжением вилки 6 служит стержень 8, жестко закрепленный в скобе 9. Герметизация достигается сильфоном 7. Пружина 10 уравновешивает усилие, действующее на левый конец стержня 8. Устройство 2 устанавливает такое натяжение пружины, что при погружении буйка наполовину в жидкость стержень 8 занимает горизонтальное положение. При этом контактная планка на конце стержня устанавливается также в среднем положении (контакты не замкнуты).

При повышении уровня замыкается нижний контакт, Кн включается цепь реверсивного двигателя 1 и отключается тормозное устройство 2. Через систему зубчатых колес и первичную передачу приводится во вращение ведущий ролик 3 для установления буйка в нормальное положение (наполовину погружённый в жидкость). При этом контакт размыкается, двигатель останавливается, электромагнит тормозного устройства 2 обесточивается, что обеспечивает включение тормоза и быструю остановку двигателя, а также исключает возможность включения верхнего контакта в результате инерционного выбега. При понижении уровня жидкости в резервуаре включается верхний контакт Кв и реверсивный двигатель вращается в противоположную сторону, система вновь приходит в равновесие. Таким образом, буек непрерывно следит за изменением уровня жидкости в резервуаре.

Уровень жидкости отмечается непосредственно у резервуара четырехзначным отчетным устройством 15 с точностью до 1 мм, и отсчет передается на расстояние устройством дистанционной передачи 16.

В Венгрии разработана автоматическая цифровая система КОР-ВОЛ для высокоточного измерения количества жидкости

vunivere.ru

Методы измерений количества нефти п нефтепродуктов

    МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.14]

    В зависимости от способа хранения, специфики операций погрузки-выгрузки нефти и нефтепродуктов и их свойств применяют разные методы учета количества, определенные в Инструкции о порядке поступления, хранения, отпуска и учета нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госком-нефтепродукт . Учет нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и наливных пунктах ведется в единицах массы, а на АЗС, кроме того, - в единицах объема. Коротко перечислим основные методы измерений. [c.231]

    Как показал проведенный анализ, метрологическое обеспечение учета количества нефти и нефтепродуктов на основе этих стандартов имеет серьезные недостатки. Основной из них, относящийся непосредственно к системе учета количества нефти и нефтепродуктов при их транспортировке по трубопроводам, заключается в следующем. Существующие государственные эталоны расхода жидкостей, возглавляющие государственные поверочные схемы, в силу ограниченности диапазонов измерений не могут использоваться для передачи размера единицы расхода рабочим расходомерам. Поэтому поверка расходомеров узлов учета трубопроводов осуществляется методом косвенных измерений по рабочим эталонам, заимствованным из других государственных поверочных схем. Однако любая децентрализованная система воспроизведения единицы имеет принципиальный недостаток - систематическую погрешность воспроизведения, обусловленную различием размеров единицы, воспроизводимых разными исходными установками. Не дает гарантий единства измерений и упомянутая выше децентрализованная система воспроизведения единицы объемного расхода нефти и нефтепродуктов, предусматривающая воспроизведение единицы разными экземплярами эталонов, расположенные в различных регионах страны. По этой причине наша страна несет большие потери при экспорте нефти и нефтепродуктов. В связи с этим разработка методических материалов и эталонов для обеспечения единства измерений в технологических процессах нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего производства на всех этапах от добычи до реализации продукта является одним из основных направлений работ метрологических институтов Госстандарта РФ в настоящее время и ближайшие годы. [c.227]

    Плотность нефти и нефтепродуктов может быть также измерена с помощью лабораторных плотномеров. Наибольшее распространение в мире получили плотномеры фирмы Anton Paar, типа DMA-35n, DMA-48, DMA-4500. Эти приборы удобны тем, что при достаточной точности измерений требуется минимальное количество стандартного образца и времени для анализа. Однако в качестве арбитражного метода при решении спорных вопросов, возникающих при установлении значения плотности нефти, применяют абсолютный ареометрический метод измерения плотности. [c.246]

    Необходимо также обратить внимание на совершенствование методов и средств лабораторных измерений параметров нефти и нефтепродуктов при коммерческом учете, ибо арбитражные споры разрешаются только на основе результатов лабораторных измерений показателей качества продукта, проведенных в аккредитованных измерительных лабораториях. Кроме того, в правовом и экономико-метрологическом изучении нуждается методология разрешения противоречий между поставщиками и покупателями, которые возникают при оценке стоимости партии и обусловлены дисбалансом результатов измерений или статистическими ошибками измерительного контроля. Безусловно, большое значение имеет также и подготовка специалистов по проектированию, пуско-наладочным работам, техническому обслуживанию и метрологическому обеспечению средств измерений количества и качества нефти и нефтепродуктов. Данное пособие и предназначено для решения перечисленных задач. [c.266]

    Международный стандарт ИСО 4268 устанавливает способы, методы и оборудование для ручных измерений температуры больших количеств нефти и нефтепродуктов в складских резервуарах. Методы определения температуры содержимого складских резервуаров, включая резервуары, перевозимые автомобильным и железнодорожным транспортом, и резервуары барж и кораблей, разработаны для получения надежных данных по средней температуре в данных условиях. [c.804]

    Можно рекомендовать — для определения следовых количеств металлов рассматриваемым методом — их концентрирование вместо нагрева путем низкотемпературной (ниже 0°С) сушки, что уменьшает потери летучих металлов и допускает применение ме-тод 1Ки для любых сочетаний элементов [269]. Для обеспечения единства измерения содержания микроэлементов в нефтях и нефтепродуктах предложена аттестация стандартных образцов методом атомно-абсорбционной спектроскопии с оптимизацией условий анализа [270]. [c.146]

    Для конечного определения продуктов разложения большой интерес представляет применение газовой хроматографии [1]. Этот интерес можно объяснить тем, что, во-первых, газовая хроматография открывает возможность одновременного определения нескольких элементов из одной навески, без значительного снижения точности определения за счет объективности измерений. Во-вторых, для оценки продуктов разложения методом газовой хроматографии требуются малые количества их, что представляет существенный интерес для определения микроконцентраций элементов (нанример, азота в нефтях и нефтепродуктах). Наконец, в-третьих, с помощью газовой хроматографии корректируются условия проведения количественного разложения анализируемого вещества. [c.24]

    ГОСТ 6712-53). Метод заключается в сжигании навески нефтепродукта в калориметрич. бомбе в сжатом кислороде, в измерении выделившегося при этом количества тепла и в вычислении по результатам опыта Т. с. Применяется для определения высшей и низшей Т. с. тяжелых нефтепродуктов и нефтей, не содержащих легколетучих продуктов. Для сжигания берется навеска нефтепродукта в пределах 0,6—0,8 г с точностью до 0,0002 г. [c.636]

    Большое количество методов анализа и измерений нефти и нефтепродуктов, изложенных в последующих главах, предусматривает применение различных типов термометров. По соображениям безопасности предпочтительно использование спиртовых термометров вместо ртутных. [c.90]

    Международный стандарт ИСО 11563 устанавливает методы оценки заполненности трубопроводной системы терминала сырой нефтью и нефтепродуктами, которые при атмосферном давлении и в наблюдаемой температуре являются жидкостями. Когда перекачивается сырая нефть и нефтепродукты, точность измерения переданного количества зависит от заполненности трубопровода. Трубопроводы, которые содержат воздух или пары с жидкостью, требуют получения данных, насколько практически трубопровод заполнен материалом, который должен перекачиваться. [c.814]

    Использование косвенных методов измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций, какими бы точными приборами эти измерения ни производились, всегда дает некоторые ошибки. Пoэt(>мy исходные данные для расчетов, а следовательно и расчеты количества нефтепродуктов, являются всегда приближенными и их точность зависит ле только от точности применяемых. измерительных приборов и технических средств, но щ от точ1Ности или адекватности выбранных математических моделей методов и моделей погрешностей методов. [c.18]

    Применение средств измерения (СИ), незащищенных от субъективного влияния на процесс измерения, использование разных методов измерения и учета одного и того же количества продукта являются главными факторами погрешности учета. В настоящее время при резком сокращении объема добычи нефти, значительном повьпыении цен на нефтепродукты вопросы экономии сырьевых ресурсов напрямую связаны с совершенствованием техники и технологии измерения и учета количества нефтепродуктов, т. е. повторяется ситуация, наблюдавшаяся в промышленном производстве в 60—70-е годы. [c.72]

    Метод, основанный на свойстве некоторых веществ люминесцировать под действием ультрафиолетового излучения, принято называть улыпрахроматографическим анализом. Работы в этой области были начаты еш,е в 1933—1934 гг. М. А. Константиновой-Шлезингер [161. Основы метода применительно к анализу нефтей и нефтепродуктов были разработаны Ф. М. Эфендиевым [17]. Этот метод весьма чувствителен и требует для анализа небольших количеств вещества. После хроматографирования колонку облучают ультрафиолетовым светом, под действием которого зоны анализируемых веществ начинают светиться. Длина светящейся зоны пропорциональна количеству анализируемого вещества. Расчеты ведут по результатам нескольких измерений. [c.40]

    Сероводород в газах определяется обычно пропусканием измеренного объема последнего в раствор щелочи [352] или встряхиванием отмеренного объема газа с подкисленным раствором крахмала при периодическом прибавлении очень малых количеств 0,1 N раствора иода. Для этой цели употребляются бюретки специальной конструкции [345, 348, 352]. Д. А. Стром [359] извлекал сероводород из нефтей и нефтепродуктов 3%-ным раствором карбоната натрия и образовавшийся гидросульфид натрия титровал иодом. Некоторые авторы рекомендуют иодометрически определять Сс15 или разлагать сульфид кадмия кислотой и выделившийся НгЗ улавливать раствором иода, избыток которого оттитровывается тиосульфатом [349, 352—354, 360]. Прямое иодометрическое титрование образовавшихся сульфидов дает более высокую точность определения НгЗ, чем определение по разности в общей сере. Следует также отметить, что реакция непредельных углеводородов и меркаптанов с иодом препятствует применению некоторых методов при анализе нефтепродуктов, хотя они в отдельных случаях и дают надежные результаты. Лилли и Чеснат [350] окисляли сероводород раствором сульфата четырехвалентного церия и его избыток титровали Ре304 по фенантролину. Ввиду большой кислотности среды присутствие меркаптанов не мешает определению. Большое изменение э. д. с. реакции в конце титрования позволяет предполагать применимость потенциометрического титрования, что значительно повысит надежность результатов. В отсутствие меркаптанов в анализируемом образце сероводород можно определять в щелочной вытяжке окислением гипохлоритом калия [361]. [c.40]

    Прибор для автоматического определения нефти в масел в воде ПОНВ-5 (изготовитель Ленииградский филиал ОКБ-АНН) предназначен для непрерывного автоматического определения количества нефтепродуктов и масел в воде и может быть иопользован для анализа сточных вод на содержание углеводородов (бензол и др.). В основу метода анализа положено явление люминеоденции. Световой поток от источника ультрафиолетового света проходит через две прозрачные кюветы, наполненные эталонной и испытуемой жидкостями. Возбуждаемое углеводоро дамн свечение жидкости в кюветах воспринимается фотоумножителями стандартной конструкции и преобразуется в электрический ток, пропорциональный количеству нефтепродуктов в испытуемой жидкости. Результаты измерений регистрируются стандартным потенциометром. С помощью прибора можно определять количество углеводородов в воде при содержании их до 200 мг л (погрешность 10%). [c.222]

    Результаты определения фракционного состава записывают в соответствии с техническими требованиями на данный нефтепродукт отмечают температуры, при которых уровень жидкости в мерном цилиндре соответствует определенным количествам отгона (в % об.), чаще всего 10, 50, 90, 97,5 или 98, либо, наоборот, отмечают количество отгона при определенных нормируемых температурах (например, 100, 200, 260, 270 °С). В случае необходимости отмечают также температуру конца кипения. Концом кипения считают ту температуру, которая при продолжающемся постепенном нагреве больше не поднимается, а, остановившись на определенном максимальном значении, начинает снижаться. После этого нагрев колбы прекращают, через некоторое время замеряют общий выход фракций, полученные результаты измерений представляют в виде таблицы или кривой фракционного состава, построенных в виде зависимости выхода фракций (10, 20, 30...90 % об.) от соответствующих температур (/ .к, Ы%, 20%, Ы%-Ы%, к.уд (см. рис. 2.1). Метод стандартизован в России ГОСТ 2177—99 и в США А8ТМ В86. Этим методом определяется фракционный состав бензинов, керосинов, дизельных топлив, а также нефтей. Для нефти фракционный состав оп- [c.58]

chem21.info