Алгоритмы определения массы нефти различными методами
Алгоритмы определения массы нефти различными методами.
1. Косвенный метод динамических измерений
При косвенном методе динамических измерений, измеряют плотность и объем продукта и вычисляют его массу. Однако температура и давление, при которых измеряют объем и плотность нефти совпадают не всегда. Поэтому массу допускается определять двумя способами:
1) результаты измерений плотности и объема приводят к стандартным условиям, если разность температур при измерениях плотности и объема продукта более 15 °С;
2) результаты измерений плотности продукта приводят к условиям измерений его объема, если разность этих температур менее 15 °С.
Сначала рассмотрим первый способ.
Масса нефти определяется из выражения
(1)
Рекомендуемые материалы
где - плотность и объем продукта, измеренные на потоке при различных условиях и приведенные к стандартным условиям (t = 15 ºC).
Плотность продукта, приведенную к стандартным условиям при температуре 15°С, , кг/м3, вычисляют по формуле:
(2)
где - плотность продукта, измеренная при температуре и давлении продукта в преобразователе плотности, кг/м3;
Кt - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по формуле
, (3)
где αt – коэффициент объемного расширения при температуре измерения плотности, определяется в зависимости от полученного значения плотности и температуры по специальным таблицам, 1/ºС;
t – температура, при которой измерялась плотность, ºС;
Кр - поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем продукта, определенный для давления продукта в преобразователе плотности, вычисляемый по формуле
, (4)
где γt – коэффициент сжимаемости нефти, определяется по таблице, МПа-1;
Р – давление, при котором производилось измерение плотности, МПа.
Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м3, вычисляют по формуле:
(4)
где - объем продукта, измеренный при температуре и давлении продукта в преобразователе расхода или счетчике жидкости, м3;
Кt, Кр – поправочные коэффициенты, значения которых вычисляется по формулам (3), (4); при этом в формулы подставляются температура и давление, при которых производилось измерение объема.
Более точно определить плотность можно в лабораторных условиях. Для этого используют ареометры или лабораторные плотномеры. В этом случае на измерения оказывает влияние только изменение температуры, и плотность можно определить как
, (5)
где К – поправка на расширение стекла ареометра
К= 1 - 0,000025 (t - tград) (6)
где tград -температура, на которую отградуирован ареометр, °С.
В случае использования лабораторного плотномера К=1.
В случае приведения результатов измерения плотности на потоке к условиям измерения объема массу продукта , кг можно вычислять по формуле:
(7)
где αt - коэффициент объемного расширения продукта при температуре измерения плотности;
Рv, Рρ – давление продукта в счетчике и плотномере соответственно, МПа;
Тv, Тρ - температура продукта в счетчике и плотномере соответственно, °С;
t - коэффициент сжимаемости продукта при температуре измерения плотности;
Аналогично, когда плотность измеряется ареометром массу нефти можно определить из выражения
(8)
2. Косвенный метод статических измерений
Массу продукта , кг, при измерениях объема продукта в мерах вместимости и мерах полной вместимости и плотности продукта с помощью преобразователя плотности или в лаборатории в объединенной или точечной пробе и последующем приведении результатов измерений объема и плотности продукта к стандартному условию по температуре вычисляют по формуле:
(9)
где - плотность и объем продукта, приведенные к стандартному условию по температуре t = 15 °С.
Плотность продукта, приведенную к температуре 15 °С, вычисляют по формуле (5*):
, (5*)
заменяя индексы «д» на «с».
Объем продукта, приведенный к температуре 15 °С, , м3, вычисляют по формуле:
(10)
где V20 - объем продукта в мере вместимости на измеряемом уровне, определяемый по градуировочной таблице, составленной при температуре 20 °С, или в мере полной вместимости на уровне продукта, соответствующем указателю уровня
- температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5·10-6 1/ºС для стали и 10·10-6 1/С для бетона;
- температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня продукта (например измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа и др.). Его значения принимают равными:
для нержавеющей стали - 12,5·10-6 1/ºС;
для алюминия - 23·10-6 1/ºС.
Tст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости , °C;
Kt - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем продукта, определенный для температуры продукта в мере вместимости или в мере полной вместимости, вычисляемый по формуле (3).
Массу продукта , кг, при приведении плотности продукта, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема продукта в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле:
(11)
Формула (11) может быть применена при разности температур и Tст не более 15 °С.
3. Гидростатический метод
Массу продукта , кг, при измерениях гидростатического давления столба продукта в мерах вместимости вычисляют по формуле:
(12)
где P - гидростатическое давление столба продукта, Па;
Sср - средняя площадь поперечного сечения наполненной части меры вместимости, м2;
g - ускорение силы тяжести, м/с2.
Среднюю площадь Scp, м2, вычисляют по формуле:
(13)
где Tст - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре продукта в мере вместимости, °С;
Н – высота уровня, на которой измерялся объем, м.
Массу продукта m0, кг, принятого в меру вместимости или отпущенного из нее, определяют как абсолютное значение разности масс продукта по формуле:
m0=|mi-mi+1| (14)
где mi, mi+1 - массы продукта, вычисленные по формуле (9) или (11) в начале и конце операции соответственно.
Массу нетто товарной нефти mн, кг, вычисляют по формуле:
mн=m-mб (15)
Бесплатная лекция: "6. Подходы на основе выделения различных школ" также доступна.
где m - масса брутто товарной нефти, измеренная одним из методов, кг;
mб - масса балласта, кг, вычисляемая по формуле:
(16)
где WM.B - массовая доля воды в товарной нефти, %;
WX.C - массовая доля хлористых солей в товарной нефти, %;
WM.П - массовая доля механических примесей в товарной нефти, %.