Способ определения объема объединенной пробы нефти в автоматическом пробоотборнике и автоматической корректировки объема

Изобретение относится к области коммерческого учета нефти и нефтепродуктов, а именно к процедурам автоматического отбора объединенных проб в процессе учета. Задачей изобретения является повышение точности определения объема отбираемой пробы и обеспечение возможности его автоматической корректировки по результатам определения объема при следующем цикле отбора пробы. Сущность предлагаемого способа определения объема пробы в автоматическом пробоотборнике заключается в использовании для расчета объема отобранной пробы массы нефти в пробосборнике, фактического значения плотности нефти в нем при температуре пробосборника и атмосферном давлении и автоматической корректировке количества точечных проб при отклонении объема от заданного значения выше допустимого. 1 табл.

 

Изобретение относится к области коммерческого учета нефти, а именно к процедурам автоматического отбора объединенных проб в процессе учета.

Для выполнения условий отбора проб и выполнения приемо-сдаточных испытаний нефти в аналитической лаборатории объем отобранной пробы должен быть не менее 3000 см³ или не менее объема необходимого для проведения приемо-сдаточных испытаний и создания накопительной пробы в аналитической лаборатории, но не более 90% от емкости пробоприемника [ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб].

Для контроля объема объединенной пробы могут применяться различные методы.

Так, например, известен метод определения объема отобранной пробы в условиях аналитической лаборатории при помощи лабораторного оборудования (мерной посуды). Измерение объема жидкости выполняют посредством цилиндров измерительных, имеющих первичную поверку [ГОСТ 1770-74 Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия]. Этот метод обеспечивает высокую точность определения объема пробы, однако ему присущ ряд недостатков, таких как:

- неизбежная потеря части легких фракций нефти при переливе пробы из пробосборника в мерную посуду;

- неточность определения объема по причине потери части пробы на стенках пробосборника;

- потеря части пробы на стенках мерной посуды при сливе из нее пробы;

- невозможность исключения ошибок и неточностей в действиях персонала при определении объема;

- необходимость привлечения персонала аналитической лаборатории для выполнения работ;

- дополнительные затраты на оборудование и материалы для определения объема пробы;

- дополнительные затраты на утилизацию отработанных материалов;

- невозможность автоматической корректировки объема пробы по результатам определения объема.

Наиболее близким аналогом по достигаемому результату является метод ручного расчета объема отобранной пробы по показаниям весов, установленных в блоке контроля качества нефти (БИК), на которых в процессе наполнения находится пробосборник, и показаний поточного плотномера БИК за период отбора пробы. Объем рассчитывается исходя из массы нефти, отобранной в пробосборник, и средневзвешенной плотностью нефти, за период отбора пробы, приведенной к условиям (температура и давление) измерительной линии.

Этот метод не требует дополнительных затрат на оборудование, но обладает следующими недостатками:

- низкая точность определения объема пробы;

- использование для расчета средневзвешенной плотности даже в случае отбора пробы через равные промежутки времени;

- отсутствие корректировки плотности по давлению и температуре нефти в БИК;

- невозможность автоматической корректировки объема пробы по результатам определения объема.

Задачей изобретения является повышение точности определения объема отбираемой пробы и обеспечение возможности его автоматической корректировки по результатам определения объема при следующем цикле отбора пробы.

Сущность предлагаемого способа определения фактического объема наполнения пробосборника заключается в использовании для расчета объема отобранной пробы массы нефти в пробосборнике, фактического значения плотности нефти в нем при температуре пробосборника и атмосферном давлении и автоматической корректировке количества точечных проб при отклонении объема от заданного значения выше допустимого.

В отличие от прототипа, в предлагаемом способе плотность нефти в пробосборнике определяется точнее. Для определения плотности точечной пробы с задержкой, необходимой для преодоления потоком нефти расстояния от поточного плотномера до автоматического пробоотборника, происходит фиксация значений плотности, температуры и давления в трубопроводе БИК. Задержка определяется объемом трубопровода между поточным плотномером и автоматическим пробоотборником и скоростью потока, определяемой расходомером, установленным в БИК. При окончании процесса отбора пробы плотность каждой точечной пробы приводится к условиям (температуре и атмосферному давлению) пробосборника. Плотность в пробосборнике определяется как среднее арифметическое приведенных плотностей всех точечных проб, составляющих объединенную пробу.

Пример реализации способа.

Определение объема.

Пробосборник устанавливают на весы и в процессе отбора пробы его постоянно взвешивают. Перед каждым впрыском точечной пробы фиксируют значения плотности, давления и температуры нефти в трубопроводе БИК. Для определения задержки в фиксации плотности, давления и температуры определяют вместимость трубопровода между местом установки поточного плотномера и автоматического пробоотборника. При наличии градуировочной таблицы на трубопровод БИК вместимость определяют по таблице путем суммирования требуемых участков. В случае отсутствия градуировочной таблицы на трубопровод БИК проводят расчет требуемых участков трубопровода. Вместимость трубопровода с учетом влияния температуры и давления рассчитывают по формуле, приведенной в [Р 50.2.067-2010 Рекомендации по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения]. Время прохождения потока нефти между местами установки поточного плотномера и автоматического пробоотборника определяют как отношение объема трубопровода между ними к объемному расходу через БИК. После момента подачи напряжения на электромагнитный клапан автоматического пробоотборника за время задержки средствами автоматизации происходит фиксация характеристик точечной пробы: плотность, давление и температура.

После окончания процесса отбора пробы определяют плотность всех точечных проб, приведенных к условиям (температуре и атмосферному давлению) пробосборника согласно [Р 50.2.067-2010 Рекомендации по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения].

Пример определения плотности первой точечной пробы, приведенной к условиям пробосборника:

где β₁₅ - коэффициент объемного расширения;

t - температура нефти в трубопроводе БИК, равная 15,3°С;

γ_t - коэффициент сжимаемости при температуре t, МПа^-1;

Р - избыточное давление в трубопроводе БИК, равное 0,31 МПа.

Коэффициент объемного расширения рассчитываем по формуле:

где K₀ - коэффициент, для нефти равный 613,9723;

K₁ - коэффициент, для нефти равный 0,0000;

K₂ - коэффициент, для нефти равный 0,0000;

ρ₁₅ - плотность при температуре 15°С, кг/м³.

Коэффициент сжимаемости при температуре t рассчитываем по формуле:

Коэффициент объемного расширения при температуре t определяется по формуле:

Значение плотности ρ₁₅ находим методом последовательных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок». Измеренное значение плотности ρ_tP подставляем в формулы (2) и (3) вместо ρ₁₅. И вычисляем в первом приближении значения β₁₅ и γ_t соответственно. Измеренное значение плотности ρ_tP и вычисленные в первом приближении значения β₁₅ и γ_t подставляем в формулу (1) и определяем значение ρ₁₅ в первом приближении. Значение ρ₁₅, вычисленное в первом приближении, подставляем в формулы (2) и (3) и вычисляем во втором приближении значение β15 и γ_t. Измеренное значение плотности ρ_tP и вычисленное во втором приближении значение β₁₅ подставляем в формулу (1) и определяем значение ρ₁₅ во втором приближении и так далее. Расчет плотности ρ₁₅ продолжаем до тех пор, пока значение ρ₁₅ не перестанет изменяться более чем на 0,01 кг/м³. За результат определения плотности ρ₁₅ принимается значение, полученное в последнем приближении.

При определении значения плотности ρ₁₅ в формулы (2) и (4) подставляем значения температуры и давления нефти, при которых была измерена плотность ρ_tP. При расчете значения плотности ρ_tP в формулы (2) и (4) подставляем значения температуры и давления нефти, при которых требуется определить плотность. То есть значения температуры воздуха в БИК и избыточное давление равное 0 МПа.

Произведя расчет для первой точечной пробы определяем плотность при температуре воздуха в БИК равной 19,7°С

Плотность объединенной пробы, находящейся в пробосборнике, равна средней алгебраической плотности всех точечных проб, приведенных к условиям пробосборника.

где ρ_i - плотность i-той точечной пробы, приведенной к условиям пробосборника, кг/м³;

n - количество точечных проб в пробосборнике.

Масса отобранной пробы может определяться или как разница показаний весов на конец и начало отбора пробы, или как показания весов на конец отбора при тарировке весов в начале отбора пробы.

Объем объединенной пробы определяется как отношение массы отобранной пробы к рассчитанной плотности объединенной пробы.

где M_on - масса объединенной пробы, определенной весами, установленными в БИК, кг;

ρ_on - плотность объединенной пробы, находящейся в пробосборнике, кг/м³.

Все вышеперечисленные расчеты целесообразно производить в СОИ для автоматической фиксации требуемых данных и возможности автоматической коррекции объема средствами СОИ.

Автоматическая корректировка объема объединенной пробы.

При неизбежном физическом износе механических частей пробоотборника объем точечной пробы может меняться и в этом случае требуется корректировка значения объема точечной пробы, введенного в программное обеспечение (ПО) СОИ. При автоматическом определении объема объединенной пробы появляется возможность корректировки объема средствами ПО СОИ. Корректировка производится изменением количества точечных проб, необходимых для накопления требуемого количества объединенной пробы.

При автоматическом определении объема объединенной пробы и известном количестве точечных проб, из которых составлена объединенная пробы, можно определить фактический объем точечной пробы.

Отношение требуемого объема объединенной пробы к полученному значению объема точечной пробы равно скорректированному значению количества точечных проб, необходимых для формирования объединенной пробы требуемого объема.

Перед вводом вышеуказанных параметров в ПО СОИ данные должны проверяться на ошибочность:

- объем точечной пробы должен лежать в пределах от 1 до 10 см³;

- количество точечных проб должно быть не менее 300.

Технический результат - повышение точности определения объема

объединенной пробы нефти в автоматическом пробоотборнике - достигается за счет определения фактической плотности нефти в пробосборнике.

Таким образом, предложенный способ имеет большую точность определения объема пробы за счет:

- использования для расчета средней плотности значений плотности точечных проб, что позволяет исключить влияние на расчет объема режима отбора (через равные промежутки времени или в зависимости от скорости перекачивания);

- корректировки плотности к условиям пробосборника;

- введения задержки времени для более точного определения плотности точечных проб.

Предложенный способ позволяет автоматически корректировать объем объединенной пробы числом точечных проб, необходимых для формирования требуемого объема.

Повышение точности определения объема.

Погрешность измерения объема точечной пробы обслуживающим персоналом определяется погрешностью используемого измерительного цилиндра и количества отобранных точечных проб. При использовании цилиндра вместимостью 250 мл с погрешность ± 2,0 мл и отборе 10 точечных проб (каждая объемом 9,1 мл) погрешность измерения будет равна:

Погрешность определения объема пробы предлагаемым методом складывается из погрешности поточного плотномера, погрешности методики приведения плотности к условиям пробосборника и погрешности весов, установленных в БИК.

Для возможности сложения погрешностей приведем все погрешности к относительным величинам:

Суммарную относительную погрешность определения объема пробы находим по формуле:

Таким образом, суммарная погрешность определения объема пробы предлагаемым методом согласно формуле (15) равна 0,35%, что более чем в 6 раза выше, чем измерение объема точечной пробы обслуживающим персоналом.

Способ определения объема объединенной пробы нефти в автоматическом пробоотборнике, при котором пробосборник устанавливают на весы и в процессе отбора пробы его постоянно взвешивают, по показаниям поточного плотномера определяют плотность нефти и рассчитывают объем пробы, отличающийся тем, что перед каждым впрыском точечной пробы с задержкой времени, необходимой для перемещения потока нефти от поточного плотномера до автоматического пробоотборника, фиксируют значения плотности, давления и температуры нефти в трубопроводе блока измерения качества нефти, полученные значения плотности точечных проб за время работы пробоотборника приводят к температуре нефти в пробосборнике и атмосферному давлению и определяют плотность нефти в пробосборнике как среднюю плотность точечных проб, после чего по фактическому объему наполнения пробосборника и количеству точечных проб для его наполнения определяют фактический объем точечных проб и при отклонении объема объединенной пробы от требуемого значения на заданную величину корректируют объем объединенной пробы, для чего изменяют количество точечных проб.