Оперативный учет в пределах предприятия и цели оперативного контроля или оценки результатов производственной и хозяйственной деятельности отдельных подразделений

определяют в лаборатории по ГОСТ 2477 в объединенной пробе.

5.  10. 5 Концентрацию хлористых солей в нефти в лаборатории определяют по ГОСТ 21534 по объединенной пробе.

5.  10. 6 Определение массовой доли механических примесей в нефти в лаборатории производят по ГОСТ 6370 по объединенной пробе.

5.  10. 7 Определение плотности нефти в лаборатории осуществляют по ГОСТ Р 51069 или по ГОСТ 3900 с учетом требований МИ 2153.

5.  10. 8 Отбор пробы нефти из трубопровода осуществляют согласно ГОСТ 2517. Для отбора объединенной пробы применяют рабочий автоматический пробоотборник, при отказе автоматического пробоотборника используют ручной пробоотборник

5.  10. 9 Отбор точечных проб с помощью автоматического пробоотборника осуществляют через равные промежутки времени, или равные количества массы нефти. При отборе проб ручным пробоотборником объединенную пробу жидкости составляют смешением точечных проб. Точечные пробы установленного объема (не менее 0,5 л.) отбирают через равные промежутки времени, не реже одного раза в два часа. Периодичность отбора объединенной пробы: один раз в смену. Объем объединенной пробы: не менее трех литров.

5.  10. 10 Объединенную пробу нефти делят на две равные части. Одну часть пробы анализируют, другую - хранят опечатанной на случай разногласия в оценке качества.

5.  10. 11 Результаты измерений массы брутто нефти и массы нетто нефти, а также давления и температуры нефти автоматически поступают на устройство обработки информации для формирования оперативных (двухчасовых), сменных, суточных и других отчетов, которые распечатывают на принтере в автоматическом или ручном режиме.

5.  11 Подготовка к выполнению измерений

5.  11. 1 При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

5.  11. 2 Подготовка к работе вторичной аппаратуры

Проверяют включенное состояние и наличие напряжения питания:

-  шкафов вторичной аппаратуры;

-  устройства обработки информации;

-  принтеров печати отчетной документации;

-  блока программного управления автоматического пробоотборника.

Проверяют наличие связи между вторичной аппаратурой и первичными преобразователями.

После загрузки пользовательской программы операторы СИКН проверяют соответствие выставленных пределов измерений датчиков температуры и давления, значения пределов параметров, контролируемых СИКН (минимальное и максимальное давление, минимальная и максимальная температура, минимальный и максимальный расход через массомеры, расход в БИК).

Настраивают программное управление системой автоматического пробоотбора, исходя из планового режима работы СИКН.

5.  11. 3 Подготовка технологической схемы СИКН к учету нефти

Проверяют состояние оборудования СИКН, герметичность фланцевых соединений.

Контролируют отсутствие утечек нефти, отсутствие посторонних шумов и вибраций на измерительных линиях, перепад давления на фильтрах, целостность пломб и клейм.

Подключают к системе пробоотбора контейнер для сбора объединенной пробы.

5.  12 Выполнение измерений

5.  12. 1 Массу брутто нефти измеряют в трубопроводе с помощью массомера.

Результаты измерений массы брутто нефти автоматически поступают на УОИ для формирования оперативных (двухчасовых), сменных и суточных отчетов, которые распечатывают на принтере в автоматическом режиме.

5.  12. 2 Массу нетто нефти М_Н  вычисляют по формуле

, где     m  -    масса балласта, т;

М_бр   - масса брутто нефти, т;

W_xc   - массовая доля хлористых солей в нефти, %;

W_B   - массовая доля воды в нефти, %;

W_мн -    массовая доля механических примесей в нефти, %.

Массу брутто вычисляют по формуле:

где       S_k – поправочный коэффициент на температуру;

Δφ – фаза;

f_v – частота вынуждающих колебаний.

При измерении массы брутто нефти в условиях, отличных от нормальных, вносится поправка:

где      ΔT – разница температур между нормальными и рабочими условиями.

Если определяют не массовую, а объемную долю воды в нефти, массовую долю вычисляют по формуле

, где   φ_в        -   объемная доля воды в нефти, %;

ρ      -   плотность нефти при температуре определения массы нефти, кг/м³;

ρ_в        -   плотность пластовой воды, кг/м³.

Плотность нефти вычисляют по формуле:

где     KD – калибровочная постоянная для плотности;

f_l(20^оС) – частота вынуждающей силы при пустых трубках и температуре 20^оС;

f_v – температурная поправка для частоты вынуждающих колебаний.

При измерении плотности нефти в условиях, отличных от нормальных, вносится поправка:

Массовую долю хлористых солей в нефти, %, вычисляют по формуле:

, где    φ_хс    -     концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³ (г/м³);

ρ       -     плотность нефти при температуре определения массы нефти, кг/м³.

При расчете массовых долей воды и хлористых солей в нефти не учитывают зависимость плотности нефти и воды от температуры и давления в связи с ее пренебрежимо малым влиянием на погрешность