Способ измерения массы углеводородов нефти, содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий
Решение относится к способу измерения массы углеводородов нефти, содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при контролируемом дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий. Способ включает определение диаметра проходного сечения арматуры, измерение избыточного давления и плотности углеводородов, измерение времени сброса, определение площади проходного сечения вентиля, массового расхода и массы сброшенных углеводородов, согласно изобретению дополнительно измеряют степень открытия запорного элемента арматуры по высоте поднятия штока или углу поворота рукоятки управления, определяют по математическим зависимостям площадь проходного сечения и коэффициент местного сопротивления трубопроводной арматуры, определяют плотность объединённой пробы углеводородов с подтоварной водой, вычисляют массу углеводородов нефти , содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий, по формуле:
, кг, где ζ - коэффициент местного сопротивления трубопроводной арматуры;
- площадь проходного сечения трубопроводной арматуры, м2;
- давление жидкости в трубопроводе перед арматурой, Па;
- плотность объединённой пробы сбрасываемой жидкости, кг/м3;
- продолжительность сброса жидкости при дренировании, с;
- плотность объединённой пробы сбрасываемой жидкости, кг/м3;
- плотность углеводородов нефти, кг/м3. Технический результат - повышение точности измерения массы углеводородов нефти при сбросе в промышленную канализацию в смеси с водой, расширение практической применимости способа для технологических установок нефтегазоперерабатывающих предприятий в случаях использования других типов трубопроводной арматуры с полным или частичным открытием запорного элемента арматуры. 1 табл.
Заявляемое изобретение относится к способам измерения массы углеводородов нефти и распространяется на трубопроводную арматуру (краны, клапаны, задвижки и пр.) технологических установок нефтегазоперерабатывающих предприятий при измерении, прошедшей через нее, массы углеводородов нефти, содержащихся в подтоварной воде, сброшенной в промышленную канализацию, при контролируемом дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий.
Одной из наиболее актуальных задач, решаемых на предприятиях нефтепереработки является управление потерями на всех этапах движения сырья и продукции. Управление потерями невозможно без идентификации и измерения массы технологических потерь углеводородов возникающих в процессе нефтепереработки.
В настоящее время на нефтеперерабатывающих предприятиях не все материальные потоки оснащены средствами измерения, в связи с этим возникает необходимость создания способа измерения массы углеводородов нефти, содержащихся в подтоварной воде, сбрасываемой в промышленную канализацию через трубопроводную арматуру при контролируемом дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий.
За прототип взят способ измерения массы углеводородов, сбрасываемых через вентиль железнодорожной цистерны [Гордеева Р.П., Крылов Е.В., Лисицына О.Н. «Методика определения технологических потерь сжиженных углеводородных газов на газонаполнительных станциях, газонаполнительных пунктах и автогазозаправочных станциях» утверждена приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 декабря 2003 г.N 504. - С.: Три А, 2004, с 9 - 13], заключающийся в определении диаметра проходного сечения вентиля, измерении избыточного давления и плотности углеводородов в емкости, определении площади проходного сечения вентиля, массового расхода и массы сброшенных углеводородов по формулам (1-3):
где, 
- площадь проходного сечения вентиля, м2;
- математическая постоянная (число пи);
- диаметр проходного сечения вентиля, м.
где, 
- массовый расход углеводородов, проходящих через вентиль, кг/с;
- коэффициент местного сопротивления вентиля, равен 13,6;
- избыточное давление углеводородов в резервуаре, Па;
- плотность углеводородов, проходящих через вентиль, кг/м3.
где, 
- время открытия вентиля, с;
- масса потерь углеводородов, кг.
Данный способ в целом подходит для определения массы углеводородов сброшенных через полностью открытый вентиль контроля уровня железнодорожной цистерны, но не решает задачу по расчету массы углеводородов, сбрасываемых через вентиль и трубопроводную арматуру других типов (краны, клапаны, задвижки и пр.) при их неполном открытии, а так-же при сбросе в промышленную канализацию смеси углеводородов нефти с подтоварной водой, при контролируемом дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности измерения массы углеводородов нефти при сбросе в промышленную канализацию в смеси с водой, расширение практической применимости способа для технологических установок нефтегазоперерабатывающих предприятий в случаях использования других типов трубопроводной арматуры с полным или частичным открытием запорного элемента арматуры.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе измерения массы углеводородов включающего определение диаметра проходного сечения арматуры, измерение избыточного давления и плотности углеводородов, измерение времени сброса, определение площади проходного сечения вентиля, массового расхода и массы сброшенных углеводородов, согласно изобретению, измеряют степень открытия запорного элемента арматуры по высоте поднятия штока (углу поворота рукоятки управления), определяют площадь проходного сечения и коэффициент местного сопротивления соответствующий определенному типу трубопроводной арматуры и степени открытия ее запорного элемента, определяют плотность объединенной пробы углеводородов с подтоварной водой.
Данные отличительные признаки являются существенными для достижения технического результата, так как при расчете массы углеводородов прошедших через арматуру используются характеристики, зависящие от типа арматуры и степени открытия запорного элемента, а также определяется плотность объединенной пробы сбрасываемой жидкости.
Способ реализуется следующим образом:
1. При выполнении сброса углеводородов производят следующие действия:
- определяют тип и минимальный внутренний диаметр проходного сечения трубопроводной арматуры 
;
- измеряют высоту подъема 
или угол открытия запорного механизма трубопроводной арматуры 
;
- измеряют давление среды в трубопроводе перед арматурой при сбросе 
;
- отбирают объединенную пробу сбрасываемой жидкости;
- измеряют отрезок времени от начала до конца сброса τ.
2. В лабораторных условиях определяют плотность углеводородов 
и плотность объединенной пробы сбрасываемой жидкости 
;
3. При обработке результатов измерения проводят следующие расчеты:
- определяют площадь проходного сечения трубопроводной арматуры 
, которая соответствует высоте подъема или углу открытия запорного механизма по формулам (4-6):
а) для задвижек клиновых и шиберов:
где, - внутренний диаметр проходного сечения трубопроводной арматуры, м;
- высота поднятия штока, м.
б) для клапанов и вентилей:
в) для шаровых кранов и дросселей:
где, - угол открытия запорного механизма трубопроводной арматуры, градус.
- определяют коэффициент местного сопротивления трубопроводной арматуры ζ, который соответствует высоте подъема или углу открытия запорного механизма, по формулам:
а) для задвижек клиновых и шиберов:
где, 
- число Эйлера;
- высота поднятия штока, мм.
б) для клапана:
в) для шаровых кранов и дросселей:
где, - угол открытия запорного механизма трубопроводной арматуры, градус.
- вычисляют массу углеводородов нефти содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий по формуле
где ζ - коэффициент местного сопротивления трубопроводной арматуры;
- площадь проходного сечения трубопроводной арматуры, м2;
- давление жидкости в трубопроводе перед арматурой, Па;
- плотность объединенной пробы сбрасываемой жидкости, кг/м3.
- продолжительность сброса жидкости при дренировании, с;
- плотность объединенной пробы сбрасываемой жидкости, кг/м3;
- плотность углеводородов нефти, кг/м3.
Для установления метрологических характеристик заявляемого способа была произведена оценка показателей точности на стенде состоящего из гибкой трубопроводной линии подключенной к водопроводной сети, содержащей узел ввода с подключаемым к нему дозатором для ввода нефтепродукта, мановакуумметр для точных измерений, испытуемую трубопроводную арматуру, подключаемые пробоотборник и емкость для приема и накопления сбрасываемой жидкости. Для измерения давления воды использовался мановакуумметр для точных измерений типа МТИ 1216, класс точности 1,0 верхний предел измерения 0,9 МПа. Для измерения массы нефтепродуктов, вводимых в трубопроводную линию стенда, определения плотности сбрасываемой жидкости посредством измерения массы пикнометров ПЖ-2 с углеводородсодержащей жидкостью использовались аналитические весы Sartorius ED 224S-RSE. Для измерения плоского угла поворота запорного элемента шарового крана (рукоятки управления) использовался угломер с нониусом модификации 4УМ. Для измерения массы сброшенной через трубопроводную арматуру жидкости использовалась пластиковая емкость 127 литров и электронные товарные весы модификации ПВм-3/150.
Результаты эксперимента приведены в таблице 1. Объект исследования: шаровый кран с диаметром проходного сечения 7,029 мм. Параметры сред: Температура воды - 19,0 ºС; Плотность нефтепродукта 751,77 кг/м3.
Анализ результатов эксперимента по оценке точности показывает, что расчетный метод, заложенный в основу способа, позволяет определять массу сброшенных углеводородов нефти через трубопроводную арматуру со средней относительной погрешностью 7,9%. Максимальное отклонение относительной погрешности не превышает 11,3%.
Предлагаемое техническое решение является новым, поскольку из общедоступных сведений не известен способ, при котором измеряют степень открытия запорного элемента арматуры по высоте поднятия штока (углу поворота рукоятки управления), определяют площадь проходного сечения и коэффициент местного сопротивления соответствующий определенному типу трубопроводной арматуры и степени открытия ее запорного элемента, определяют плотность объединенной пробы углеводородов с подтоварной водой.
Предлагаемое техническое решение промышленно применимо, так как для его реализации могут быть использованы стандартное оборудование широко распространенное в области измерительной техники.
Способ измерения массы углеводородов нефти, содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при контролируемом дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий, включающий определение диаметра проходного сечения арматуры, измерение избыточного давления и плотности углеводородов, измерение времени сброса, определение площади проходного сечения вентиля, массового расхода и массы сброшенных углеводородов, отличающийся тем, что дополнительно измеряют степень открытия запорного элемента арматуры по высоте поднятия штока или углу поворота рукоятки управления, определяют по математическим зависимостям площадь проходного сечения и коэффициент местного сопротивления трубопроводной арматуры, определяют плотность объединённой пробы углеводородов с подтоварной водой, вычисляют массу углеводородов нефти 
, содержащихся в воде, сброшенной через трубопроводную арматуру при дренировании резервуаров и емкостей нефтегазоперерабатывающих предприятий, по формуле:
кг,
где ζ – коэффициент местного сопротивления трубопроводной арматуры;
– площадь проходного сечения трубопроводной арматуры, м2;
– давление жидкости в трубопроводе перед арматурой, Па;
– плотность объединённой пробы сбрасываемой жидкости, кг/м3;
– продолжительность сброса жидкости при дренировании, с;
– плотность объединённой пробы сбрасываемой жидкости, кг/м3;
– плотность углеводородов нефти, кг/м3.
