Измерение уровня и применяемые для этого приборы

Классификация уровнемеров

По принципу действия приборы для измерения уровня классифицируются как:

· визуальные;

· поплавковые;

· гидростатические.

Визуальные уровнемеры – стеклянная трубка со шкалой, закрепленная между двумя штуцерами, соединенными с резервуаром.

Поплавковые уровнемеры – чувствительным элементом является поплавок, плавающий на поверхности жидкости. С изменением уровня изменяется положение поплавка, которое передается механическим (УДУ – 10), электрическим (Сапфир – ДУ, ВК - 1200) или пневматическим (УБ –ПВ) путем на вторичный прибор.

Гидростатические уровнемеры – принцип действия основан на измерении давления внутри жидкости, определяемого массой столба жидкости, расположенного между точкой измерения и поверхностью жидкости в емкости.

Для агрессивных жидкостей чувствительный элемент прибора отделяют потоком сжатого воздуха, который подают в соединительную линию (пьезометрические трубки). Измерительным прибором могут быть как манометры, так и уровнемеры (минусовая камера соединяется с атмосферой).

В емкости под давлением уровень измеряют уровнемерами. Отборы устанавливают вверху и внизу емкости. Современным представителем этой группы являются преобразователи уровня Сапфир 22 – ДГ.

Для измерения уровня жидкости с переменой плотностью и уровня сыпучих материалов применяют емкостные уровнемеры, действие которых основано на изменении емкости электродной системы при изменении уровня. В сосуд, в котором измеряют уровень, погружают изолированный электрод. Измерительный прибор измеряет емкость конденсатора, обкладками которого являются изолированный электрод и корпус сосуда (земля). При изменении уровня изменяется емкость конденсатора, т.к. изменяется диэлектрическая проницаемость среды между обкладками. Если электрод расположить горизонтально, то измерение будет происходить резко (скачком), т.к. жидкость достигает электрода одновременно по всей поверхности. Пример таких уровнемеров являются уровнемеры ДУЕ и сигнализаторы уровня РОС – 101.

Прочие уровнемеры радиоактивные, ультразвуковые – уровень вычисляется по измеряемому времени распространения ультразвуковой волны от излучателя до подвижного приемника колебаний (положением которого определяется уровнем) и времени распространения УЗВ от излучателя до опорного приемника колебаний.

Методы снятия показаний приборов

По методам снятия показаний приборы бывают:

· Акустические – мерой уровня является время распространения звуковых колебаний от источника излучения до контролируемой границы раздела сред и обратно до приемника.

· С непосредственным отчетом – датчики со шкалой, показывающие или записывающие показания (указательные стекла, УДУ – 10, ДСС).

· С электрической передачей информации – электрическая система передачи дает возможность передавать показания на расстоянии 500 м и более. Основными датчиками, применяемыми в системах передачи на постоянном токе, являются: реостатные, диф.трансформаторные, токовые и т. д.

· С пневматической передачей показаний – пневматическая система передачи показаний нашла применение в тех случаях, когда применение электрических исключается ввиду пожароопасности, взрывоопасности производства. Дальность передачи 160 м.

Глава 24. Учет нефти и нефтепродуктов

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

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

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

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

В нефтедобыче наибольшее распространение нашел объемно-массовый метод.

На предприятиях подготовки нефти количество нефти учитывают двумя способами:

1. измерением объема нефти в резервуарах;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

∆ V_t, = V· α · (t_в - t_н), м³

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

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

V_ф, = V ·∆ V_t м³

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

Массу брутто нефти в резервуаре вычисляют по формуле:

G_бр = V_ф, · ρ _н т

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

Учет расхода деэмульгатора

Как мы уже рассматривали ранее, деэмульгатор применяется для улучшения разделения нефтяных эмульсий. Оператор ООУ, осуществляющий дозирование деэмульгатора, должен вести учет:

1. количества поступающего на объект деэмульгатора;

2. количества израсходованного деэмульгатора;

3. остатка деэмульгатора на объекте.

Поскольку дозирование деэмульгатора производится согласно утвержденным нормам, оператор ООУ должен четко знать эти нормы и не превышать их, а также методики расчета расхода деэмульгатора. Все результаты по поступлению, расходу и остатку деэмульгатора заносятся в журнал установленной формы. Учет расхода и остатка деэмульгатора осуществляется ежедневно, а поступления по мере прибытия на объект.

Количество поступившего деэмульгатора на объект фиксируется по накладным, где указаны тип реагента и в каком количестве направлен на объект. Поскольку деэмульгаторы в основном поставляют в бочках объемом 200-220 л, зная плотность реагента можно легко проверить его количество. В журнале учета реагента фиксируется дата и количество поступившего деэмульгатора (в т или кг).

Поскольку для дозирования деэмульгатора используют установки дозирования химических реагентов, то учет расхода реагента производится непосредственно в этих установках. Количество израсходованного за сутки деэмульгатора определяется с помощью визуального уровнемера, установленного в помещении технологического отсека дозировочной установки. Путем снятия показаний по мерной линейке оператор определяет, на сколько изменился уровень реагента в технологической емкости. Для большей точности результатов измерения снятие показаний должно производиться ежесуточно в одно и то же время.

Расход реагента за сутки M_сут в кг определяют по формуле:

M_сут = к · ρ _д · Δ H кг

где Δ H – разница уровней реагента в технологической емкости, см.;

ρ _д - плотность деэмульгатора, кг/м³;

к - коэффициент, учитывающий объем реагента в м³, приходящийся на 1 см уровня реагента в емкости. Коэффициент рассчитывается по формуле:

к = V / H м³/см

где H – предельный (верхний) уровень реагента в технологической емкости, см.;

V – объем реагента (м³) при его предельном уровне в емкости (указывается в документации на дозировочную установку).

Пример : Определим расход реагента за сутки, если разница уровней деэмульгатора в технологической емкости составила 1, 5 см, плотность деэмульгатора 850 кг/м³, переводной коэффициент 0, 006.

M_сут = к · ρ _д · Δ H = 0, 006 · 850 · 1, 5 = 7, 65

Итог: расход реагента за сутки составил 7, 65 кг.

Удельный расход реагента за сутки на единицу обработанной нефти P_сут в г/т определяют по формуле:

P_сут = M_сут / Q_н

где Q_н – количество обработанной реагентом нефти за сутки, т.

Пример: Определим удельный расход реагента за сутки на единицу обработанной нефти, если расход реагента за сутки составил 7, 65 кг, а количество обработанной реагентом нефти 500 т.

P_сут = M_сут / Q_н = 7, 65 / 500 = 15, 3 г/т

Итог: расход реагента за сутки на единицу обработанной нефти составил 15, 3 г/т.

Расход реагента за месяц М_мес определяется суммированием суточных расходов всего месяца.

Если в течение месяца использовалось несколько видов деэмульгатора, то определяют средний удельный расход для каждого реагента по фактическому потреблению и времени использования, а также количеству обработанной этим реагентом нефти.

Остаток деэмульгатора на объекте включает в себя остаток в технологической емкости и реагент, находящийся на объекте и не заправленный в технологическую емкость.

Все суточные расходы деэмульгатора заносятся в журнал, а на основании месячных данных составляется акт о расходе деэмульгатора на объекте за месяц. Акт утверждается главным инженером предприятия.

При измерении количества нефти с помощью узлов учета нефти также пользуются объемно-массовым методом. При этом выполняются следующие операции:

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

Измерение объема нефти производят путем снятия показаний турбинных счетчиков за определенный промежуток времени. По разнице в показаниях определяют объем нефти (в м³) прошедшей через счетчик. Отбор средней пробы при этом производится автоматическим пробоотборником «Проба-1М», после чего определяется температура нефти и лабораторный анализ.

Определение количества нефти осуществляется по выше изложенной методике исходя из полученного по счетчику объема нефти и результатов анализа нефти.

Зачастую на объектах подготовки нефти используют специальные таблицы и коэффициенты, заранее просчитанные для разных качеств нефти. Такие коэффициенты используются в зависимости от применяемого оборудования и местных условий и индивидуальны для каждого предприятия. Например, коэффициент, учитывающий содержание газа в нефти равен 0, 98.

⇐ Предыдущая 24 25 26 27 28 29 30 313233 Следующая ⇒