Как происходит определение массы нефтепродукта?

Важность контрольных измерений массы при учете нефтепродуктов переоценить трудно. Достоверно вести  такой учет можно лишь по весу — в килограммах и тоннах, однако точно определить его в большинстве случаев затруднительно, причем как при динамических измерениях (перевалка нефтепродуктов), так и для статических (в цистерне или резервуаре).

Это объясняется  тем фактом, что на практике до сих пор определение массы, как правило, выполняется с помощью косвенных методов. Другими словами, измерению подвергается ряд параметров (объем, плотность, уровень налива и так далее), а сама масса высчитывается расчетным путем.

Как вы думаете, что будет с нефтью в 2022 году?

• Подорожает
• Подешевеет

Просмотреть результаты

 Загрузка ...

Методика выполнения измерений массовой концентрации нефтепродукта может быть разной, и эта статья посвящена как раз её видам.

Масса нефти и нефтепродуктов. Методы измерения

Общие требования к методам выполнения измерений массы нефти и нефтепродуктов регламентированы  ГОСТ-ом Р за номеров 8.595-2004.

Согласно этому нормативу, выделяют два вида способов измерения: прямые и косвенные. Каждый из этих методов делится на динамический и статический.

Прямые методы подразумевают применение сложных и достаточно дорогих  измерительных приборов, в связи с чем  они используются, как правило, на предприятиях крупного масштаба, для которых нефть и нефтепродукты – основная сфера деятельности (нефтеперегонных заводах и больших  нефтебазах). Прямой динамический метод основан на применении показаний расходомеров, а прямой статический подразумевает использование весов для взвешивания.

Методы измерения массы нефтепродукта

В настоящее время наиболее популярным является прямой статический способ измерения количества нефтепродуктов, или взвешивание с помощью электронных весов, которое производится во время налива нефтепродуктов в цистерны (автомобильные или железнодорожные).

Динамический прямой способ с использованием массовых расходомеров в процессе слива/налива нефтепродуктов в данный момент широкого применения не находит, поскольку является относительно новой методикой. Однако специалисты считают его весьма перспективным, и уверены в том, что со временем он будет применяться повсеместно.

Косвенные методы измерения, как правило, применяются предприятиях сферы обеспечения нефтепродуктами среднего и малого размера. Их намного больше, чем предприятий крупного масштаба, поэтому такие методики широко распространены. Косвенный динамический способ измерения предусматривает использование счетчиков объема, а косвенный статический – замеров уровня налива в цистернах и резервуарах, с последующим определением массы расчетным путем при помощи таблиц калибровочного или градуировочного типа. Позволяющие по уровню налива рассчитать объем продукта.

Средства автоматизации  учета при перемещении нефтепродуктов чаще всего основаны именно на косвенных методах.

Прямые методики измерения

Для автоматизации учета количества нефтепродуктов, так актуального в настоящее время, результаты прямых методов оформляются безо всяких проблем, поскольку в документах, находящихся в электронном виде, которые отражают количественные показатели перевалки нефтепродуктов или фактические количества, находящиеся на хранении, отражается точно измеренная масса, значения которой получены путем взвешивания на весах или взятые с  расходомера.

Помимо этих данных, в системе учета легко отражаются такие важные показатели, как вес тары и, соответственно,  вес брутто (при использовании весов) или точные значения, взятые со  счетчика расходомера, фиксирующие показатели до начала технологической операции и после неё. Такие документы, как правило, оформляются в виде реестра (например, реестр налива железнодорожных цистерн с эстакады),  в котором указываются значения массы, полученные путем взвешивания.

Дополнительно в таком реестре, представленном в виде таблицы, можно указывать и плотность продукта, которая обязательно должна присутствовать в некоторых видах стандартных документов, таких, например, как железнодорожные или товарно-транспортные накладные.  Стоит сказать, что практически при использовании прямых способов измерения массы, замеры плотности обычно не проводят, Это значение берется с прилагаемого паспорта качества нефтепродукта.

Точность прямых методик измерения  зависит от погрешности, которая характерна для каждого вида измерительного оборудования. Значение этой погрешности, как правило, указывается в паспорте прибора. Однако, точность прямых измерительных способов (другими словами – максимально допустимая погрешность измерений) также  нормируется.

Согласно этим нормативам, предельные значения погрешности (в зависимости от метода измерения) выглядят следующим образом:

• при прямом методе статических измерений с применением весов, на которых взвешиваются расцепленные ж/ж цистерны  –  ±   0,40 процента;
• при прямом  статическом взвешивании не расцепленных движущихся ж/д цистерн или целых составов  ± 0,50 процента;
• при использовании прямого метода динамических измерений (слив/налив) ±  0,25 процента.

Читать также: Как достигается автоматизация нефтедобычи?

Как можно заметить, предельные значения погрешностей  статических измерений больше,  чем при использовании  динамических. Это обусловлено тем, что статические измерения подразумевают проведение двух взвешиваний.

Косвенные способы определения

Как было сказано выше, такие измерительные методики распространены более широко. Ими пользуются большинство нефтеобеспечивающих предприятий.

К косвенным способам измерения  массы нефтепродуктов относятся:

• Приемка:

1. если слив нефтепродуктов выполняется из железнодорожных цистерн, то  применяется методика определения массы с помощью калибровочных таблиц, составленных  на каждый тип цистерны;
2. если слив нефтепродуктов выполняется из автомобильных цистерн, то используют методику определения массы  с помощью паспортов, выписываемых  на каждую секцию принимаемой цистерны; в таких паспортах содержится информация о полном объеме, диаметре горловины,  а также об уровне перелива/недолива в горловине;
3. если нефтепродукты поступают по трубопроводу, то методика определения массы заключается в либо в использовании количественных показаний счетчиков расходомеров (объем), либо путем проведения замеров в приемных  резервуарах, куда сливается поступившая продукция;

Если нефтепродукты отпускаются  в автомобильные цистерны, то основным способом определения является расчет массы на основании показаний счетчиков объема расходомеров. Такие расчеты могут подразумевать проведение  целого ряда самых разных измерений, а именно:

1. замер уровня наполнения (как самой цистерны, так и резервуара);
2. замер уровня «подтоварной» воды (также – и в резервуаре, и в  цистерне);
3. измерение уровня перелива/недолива относительно нулевого уровня (планки), установленного в горловине цистерны;
4. замер плотности нефтепродуктов (как правило, измерения производятся либо в резервуаре на разных его уровнях, либо измеряется плотность разных частей партии с проведением последующего усреднения);
5. измерение температуры отгружаемого продукта (как правило, из также выполняют в резервуаре на разных уровнях, или проводят замеры  разных частей партии, значения которых потом усредняют);
6. измерение температуры окружающей атмосферы;
7. замер температуры, при которой проводилось измерение плотности.

Как ясно из количества обрабатываемых при расчете данных, определение массы такими способами может сопровождаться большим количеством проводимых вычислений.

Также достаточно много времени занимает поиск необходимой информации в специальных таблицах, таких, так, например,  калибровочные таблицы на разные виды цистерн, градуировочные таблицы различных видов резервуаров, таблицы с поправочными коэффициентами для приведения к описанных стандартом условиям значений объема и  плотности продукта, и так далее.

В самых простых случаях, характерных для небольших предприятий, определение массы нефтепродукта выполняется умножением его  объема на его плотность.

Объем, как правило,   определяют с помощью градуировочной таблицы с учетом уровня наполнения, либо по счетчику объемного расходомера. Плотность измеряется либо в  резервуаре, либо в наливном стояке. В таких случаях измерения производятся при имеющейся на данный момент температуре продукта, а полученные показатели плотности и  объема не пересчитываются к стандартным температурам (или к 15-ти, или к 20-ти градусам Цельсия).

Однако, существует большое количество предприятий, на которых расчеты массы после выполнения всех измерений, требуемых косвенными методиками определения массы, настолько сложны, что на практике без применения средств автоматизации никак не обойтись.

Современные автоматизированные системы учета (АСУ), применяемые для контроля за движением нефтепродуктов,  должны быть способны использовать все существующие способы расчетов. Это позволит пользователям  вводить только исходные данные, полученные в результате замеров, а определение массы происходит в  автоматическом режиме.

Электронные документы, отражающие перемещения нефтепродуктов, чаще всего оформляются в виде таблиц, отражающих текущее состояние резервуаров предприятия.

При этом, для определения массы перекачиваемых нефтепродуктов используется разность текущих состояний резервуаров, определяемых  до перекачки  и после неё. При этом перекачка может осуществляться (как при отпуске продукта, так и при его приемке) с использованием сразу нескольких резервуаров.

В таких электронных таблицах для каждого отдельного резервуара указываются два набора данных – по начальному состоянию (до проведения технологической операции) и по конечному состояние (после окончания перекачки).

При этом каждый набор данных состоит из следующей информации:

• уровень наполнения конкретного резервуара;
• объем, который определяется в автоматическом режиме с помощью градуировочной и, при необходимости,  корректировочной таблицы (если уровень измеряется на в целых значениях сантиметров);
• температура перекачиваемого продукта. В зависимости от типа резервуара и уровня его наполнения возникает необходимость проведения  от одного до трех измерений температурных показаний с последующим их усреднением:
• показатель температуры на нижнем уровне резервуара;
• показатель  в средней части;
• показатель температуры на верхнем уровне резервуара;
• средний показатель температуры (для усреднения применяются различные методики, которые зависят от типа и уровня наполнения конкретного  резервуара;
• температура окружающей атмосферы (расчет объема может проводиться с применением поправочных коэффициентов, учитывающих  деформацию резервуарных стенок, степень которой зависит от разности температурных значений самого  нефтепродукта и окружающей резервуар среды);
• значение температур, при которой проводился замер плотности нефтепродукта (этот показатель необходим для того, чтобы в расчете  учесть линейное расширение стенок измерительной аппаратуры (ареометра));
• сам показатель плотности нефтепродукта;
• значение его плотности при 20-ти градусах Цельсия (это значение получается автоматически, с помощью пересчета фактической плотности с учетом температуры, при которой она измерялась);
• сама масса продукта (это значение также рассчитывается в автоматическом режиме с учетом всех данных исходных измерений).

Читать также: Методы бурения нефтяных и газовых скважин

Как правило, такие таблицы составляют в целых значениях сантиметров.  Однако, если измерения уровня на предприятии проводятся более точно (например, до миллиметра), то в этих случаях  расчет объема производится с применением математических методов аппроксимации значений между ближайшими уровнями, выраженными в градуировочных таблицах  целыми единицами.

Другой метод, применяемый в случаях точных измерений уровня, подразумевает использование таблицы коррекции, которая содержит  значения объемов на каждый  миллиметр каждого уровня резервуара. Если такая корректировочная таблица – правильно  составлена, то обе методики  (и математическая аппроксимация, и с помощью таблицы коррекции) на выходе дают одинаковые значения.

В связи с этим, при использовании автоматизированной системы учета, в которой расчеты проводятся с помощью компьютерной техники, составление корректировочных  таблиц для их дальнейшего использования теряет свой смысл. Таблицы коррекции призваны облегчить ручные расчеты, поэтому нередко они есть в паспортах на резервуары, а их применение регламентируется специальными инструкциями, регулирующими процесс выполнения замеров. В связи с этим зачастую полностью  отказаться от таких таблиц не представляется возможным.

Масса нефтепродукта при использовании косвенных способов определятся как произведение показателей объема и плотности.

Однако этот, простой на первый взгляд,  расчет (в зависимости от применяемой методики измерений массы) может выполняться разными способами:

• расчет по фактическим показателям плотности объема;
• расчет по приведенным к стандартным условиям значениям плотности и объема (значения приводятся либо к температурному значению 20-ти, либо к 15-ти градусам Цельсия);

Замер плотности должен проходить в лабораторных условиях. В связи с этим, применение первого варианта расчета (по фактическим значениям) возможно  только в тех случаях, когда доставка проб нефтепродукта в лабораторию производится в специальных термостатах.

Но даже при соблюдении этих условий, в случае  использования некоторых методов выполнения измерений массы, требуется проведение расчетов фактических значений объема с учетом температурных коэффициентов, делающих поправку на линейное расширение материала, из которого изготовлены стенки цистерны или резервуара, а также на линейное расширение измерительного инструмента (рулетки или метроштока), с помощью которого выполнялись фактические замеры.

Приведение значений плотности и  объема к стандартным условиям производится при помощи специально разработанных таблиц, которые отвечают требованиям ASTM D 1250-2007. Таких таблиц – всего четыре вида:  для плотности при 20 градусах Цельсия; для плотности при 15-ти градусах Цельсия; для объема при 20-ти градусах; для объема при 15-ти градусах.

Размер таких таблиц – огромен, поскольку диапазон отраженных в них температурных значений находится в пределах от  минус 50-ти до плюс 150-ти градусов Цельсия, а величина шага составляет всего 0,05 градуса. Диапазон отраженных в таблицах плотностей начинается от 0,4700 и заканчивается 1,2050 килограмм на кубический дециметр,  с шагом 0,0001.

Другими словами, каждая таблица состоит примерно из 4-х тысяч строк и 7-ми тысяч 300 столбцов, и содержит около 30 миллионов значений. Разумеется, при проведении расчетов ручным способом применять таблицы такого размера крайне трудно, поэтому они используются только в системах автоматического учета.

Точность косвенных способов определения массы нефтепродуктов зависит от применяемых методов выполнения измерений массы. Информация о точной величине погрешности необходима только тогда, когда: либо полученные при замерах значения массы не совпадают с указанными поставщиком, либо на предприятии проводится инвентаризация.

В остальных случаях точность методики задается в целом. К примеру, если масса железнодорожной цистерны больше 120 тонн, то погрешность составляет 0,5 процента от общей массы, а если меньше 120 тонн, то 0,65 процента.

В случае применения более сложных методик выполнения измерений, точность, как правило,  рассчитывают для каждого конкретного замера.

Погрешность обычно всегда меньше одного процента, а её значение зависит от:

Читать также: Особенности морской добычи нефти и газа

• точности составления калибровочной или градуировочной таблицы, которые содержатся либо в паспорте на резервуар, либо в технических условиях на железнодорожную цистерну;
• погрешности измерительного инструмента для замеров уровня продукта, указанной в паспорте на рулетку или метрошток;
• погрешности измерительного термометра, используемого для измерения температуры, которая указана в его паспорте;
• погрешности ареометра при замерах плотности (также берется из паспорта);
• погрешности счетчиков расходомера при определении  объема (указывается в паспорте на счетчик);
• количества проводимых измерений.

Стоит отметить, что регистрировать информацию о каждом конкретно применяемом измерительном приборе при проведении каждого отдельного измерения – весьма сложная задача. Такая регистрация характерна для химических лабораторий определения качества продукта.

На обычном предприятии нефтеобеспечения  для проведения замеров, как правило,  используются однотипные измерительные инструменты. В связи с этим, точность, которая  используется при расчете погрешности в процессе  определения массы нефтепродукта, чаще всего задают один раз для каждого конкретного метода выполнения измерений массы.

Автоматизированные системы учета

В практической деятельности на одном предприятии возможно применение сразу нескольких методик определения массы, поэтому автоматизированная система учета должна включать в себя все используемые в конкретной  организации расчетные методики.

Отдельный метод измерений массы может применяться:

• для всей нефтебазы в целом;
• для каждого конкретного склада,
• для каждого резервуара;
• для каждой  конкретной технологической операции по перевалке нефтепродуктов.

Существующие современные системы автоматического учета позволяют использовать самые разные методы определения массы, успешно справляясь  при этом с огромными объемами информации. Однако, их повсеместное внедрение сталкивается с серьезными трудностями.

Например, разные предприятия, имеющие практически одинаковое  оснащение (как по типам резервуаров, так и по виду применяемого измерительного оборудования), а также занимающиеся одной и той же деятельностью (типовые нефтебазы или АЗС), подчас применяют совершенно разные методики.

Более того, эти методики нередко разработаны разными метрологическими организациями, и являются чуть ли не индивидуальными для каждого отдельного предприятия. В связи с этим, создать типовую автоматизированную систему учета движения нефтепродуктов, которая подошла бы всем без исключения организациям нефтепродуктообеспечения, не представляется возможным.

Поэтому типовые автоматизированные  системы обычно включают в себя только общие алгоритмы, такие, как:

• алгоритмы  приведения к стандартным условиям значений объема и  плотности;
• электронные хранилища с поисковыми системами, содержащие  градуировочные и калибровочные таблицы;
• системы расчета объема с помощью этих таблиц через показатель уровня;
• методы обнаружения расхождений, которые  превышают установленные пределы  и тому подобное.

Остальные алгоритмы включаются в систему при установке её на конкретное предприятие и чаще всего являются индивидуальными.

Однако, применение средств автоматизации при выполнении таких расчетов все равно значительно упрощает задачу по контролю движения нефтепродуктов, вне зависимости от размеров конкретного предприятия.