СРАВНЕНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ВЫЧИСЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ ОБЪЕМНО-МАССОВЫМ И ГИДРОСТАТИЧЕСКИМ МЕТОДАМИ

УДК 338.45:622.692.4

Муханов Б.Б. студент магистратуры 2 курса Нефтетехнологический факультет СамГТУ Российская Федерация, г. Самара СРАВНЕНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ВЫЧИСЛЕНИЯ МАССЫ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ ОБЪЕМНО-МАССОВЫМ И ГИДРОСТАТИЧЕСКИМ

МЕТОДАМИ

Аннотация

В работе выполнено исследование метрологических характеристик измерений массы брутто нефти в резервуарах двумя способами, - объемно-массовым и гидростатическим. Для этого произведен расчет погрешностей при выполнении измерений и вычислений, как первым, так и вторым способом.

В заключении сделан вывод, что измерение массы нефти, выполненное гидростатическим способом, повышает не только безопасность, производительность и эффективность эксплуатации резервуаров, но и точность измерений.

Ключевые слова

Масса нефти, методы измерения, резервуар, вычисление погрешности.

Mukhanov B.B. magistrand

2 year magistrature Oil and gas department Samara state technical University Russia, Samara

COMPARISON OF THE ERROR OF CALCULATION OF OIL MASS IN TANKS BY VOLUME-MASS AND HYDROSTATIC METHODS

Description

In this work, the study of metrological characteristics of measurements of gross weight of oil in tanks in two ways - bulk and hydrostatic. To do this, the calculation of errors in the performance of measurements and calculations, both the first and the second method.

In conclusion, it is concluded that the measurement of the mass of oil, performed by hydrostatic method, improves not only the safety, productivity and efficiency of tanks, but also the accuracy of measurements.

Keyword

Mass of oil, methods of measurement, the reservoir, the calculation error.

Введение

Приведение плотности нефти и нефтепродуктов к заданным условиям по температуре и давлению и, в частности, к стандартным условиям является задачей, от правильного решения которой в конечном итоге

зависит достоверное определение массы нефти и нефтепродуктов (далее -продукта).

Стороны, принимающие и сдающие продукт, постоянно вынуждены переводить плотность и объем продукта к различным условиям. ГОСТ Р 8.595 для определения массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом измерений допускает как приводить плотность к условиям измерений объема с применением коэффициента объемного расширения, так и приводить плотность и объем нефти и нефтепродуктов к стандартным условиям.

Кроме того, не менее важной сферой применения коэффициентов объемного расширения нефти и нефтепродуктов является использование их в методиках поверки массовых расходомеров и объемных преобразователей расхода. В данной статье обсудим влияние погрешности определения коэффициентов объемного расширения на результат вычисления массы продукта (в том числе массы сырой нефти) при реализации косвенного метода измерений, проанализируем нормативные документы в этой области.

В настоящее время разработан ГОСТ Р 8.688-2009 «ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных операциях» (действует с 01.01.2011 г.). С 01.07.2011 г. также действуют Р

50.2.075-2010 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API» и Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения». С 01.01.2012 г. действует РМГ 97-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы расчета».

Кроме того, остается действующим ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности». Очевидно, возникает потребность в проведении исследований соответствия теоретических данных из новых документов (ГОСТ Р 8.688-2009, Р 50.2.076-2010 и РМГ 97-2010) экспериментальным данным российских нефтей. В Р

50.2.076-2010 сказано, что абсолютная погрешность расчета плотности по входящей в ее состав программе не превышает 0,01 кг/м3, а относительная погрешность расчета коэффициентов объемного расширения и сжимаемости не превышает 0,01 %. В РМГ 97-2010 программа "Расчет плотности нефти и нефтепродуктов (версия 1.0)" обеспечивает расчеты плотности с абсолютной погрешностью не более 0,01 кг/м3 и коэффициентов объемного расширения и сжимаемости с относительной погрешностью не более 0,003 %.

1. Вычисление массы нефти в резервуаре объёмно-массовым методом.

Вычисление массы нефти с помощью объёмно-массового метода производится в несколько этапов.

При вычислении массы нефтепродуктов объемно-массовым методом

использованы следующие средства измерений:

1. Резервуар вертикальный цилиндрический стальной вместимостью 10830 мм, отградуированный с погрешностью:

8К= ±0,1 %

2. Одновременно измеряется температура по слоям продукта = 10°С, 8 ^ = ±0,5 %.

Уровнемер с абсолютной погрешностью:

5Н= ± 1 мм;

Ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью:

5р = 0,5 кг/м3;

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью:

Ш= ± 0,1 %.

По справочникам определяют:

- коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара:

а=12-10-61/°С;

- коэффициент объемного расширения продукта:

Р=8-10-41/°С.

3. Далее из градуировочной таблицы выбирается объём У2, соответствующий уровню продукта, при температуре градуировки - ¿2.

У2=17408,351 м3

4. Затем необходимо вычислить объём продукта У20 при нормальных условиях 20 °С.

Для этого воспользуемся формулой (1):

Уп = ^2о[1 +

отсюда :

На рисунке 1. приведен алгоритм вычилесния массы нефти.

Измерение

Град. табл.

Н V У г 1

* *

Ж) _^ * V

V

^ )

х 20

Измерение

Отбор пробы

р

Р(П

л т =V *р бр N

V Г

Р(0

Г2

массовом методе.

17408,351

Рисунок 1. Алгоритм определения массы брутто нефти при объёмно

К9П =

20 [1 + (2аст+а5][(Сст-20)] [1 + (2*12,5*10-6 + 12,5*10-б][(22-20)]

17407,045 м3

ДК = V - Кд = 17408,351 - 17407,045 = 1,306

V 1,306

= — х 100% = ————-=7 х 100% = ±0,0075 % Кд 17407,045

5. Затем вычисляется объём нефти и нефтепродукта Vt1 при температуре его измерения в резервуаре по формуле:

= У20[1 + (2аст + а5] [(¿1 - 20)] = 17407,045[1 + (37,5 * 10-6 * (-10)] = 17400,517 м3

ДКС1 = 17408,351 - 17400,517 = 7,834 7,834

^ = ^ппгчт х 100% = ±0,04% 17400,517

6. Приводим объем к нормальной температуре

17400,517

^20 = t1

[1 + (2аст + а5] [(^ - 20)] [1 + (37,5 * 10-6 * (-10)] = 17417,935 м3

ДК = 17417,935 - 17400,517 = 17,418 17,418

^ = х 100% = ±0,9%

1400,517

7. Следующим этапом необходимо в соответствии с ГОСТ 2517-12

t

г

&

произвести отбор точечных проб, из которых составляется объединенная проба.

8. Плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре:

^=25°С, М3 = 0,5 %, pi= 850 кг/м3;

Относительную погрешность измерения плотности продукта:

±0,5

Лр = —1— * 100% = * 100% = 0,066%

850

9. Одновременно производится замер температуры , при которой измеряется плотность:

г4= 25 °С , Л^ = 0,5 %

10. Далее вычисляется плотность при температуре отбора проб

¿3.

11. Для пересчета плотности нефти по температуре, при разности температуры измерения 14 и температуры приведения 120 плотности не более 10 °С используется формула (2):

" 1+&4

где: — значение коэффициента объёмного расширения нефти при температуре ¿4;

850

^0 = 1 + 0,000847(20 — 25) = 853,615 Кг/м3 Лрс20 = Р — РД = 853,615 — 850 = 3,615 3,615

= 853^ Х 100% = ±0'42 %

12. Далее вычисляется плотность при температуре отбора проб ¿3 Р*з = Р2о

= 860,153 кг/м3

Л рс3 = 860,153 — 853,615 = 6,538 % 6,538

= 853-615 Х 100% = 073 %

13. Далее необходимо привести плотность к нормальным условиям 20

о,

С

рс20 = --=--т = 853,768 кг/м3

^С20 1+&3(20-С3) 1+0,000831(20-11) '

Лр = 860,153 — 853,768 = 6,385 6,385

^ = 8533/768 Х 100% = ±0,74 %

14. Следующим этапом производится вычисление массы брутто

габрутто = К20 *р20 =17417,935*853,768=14870,876 т Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют:

5шд

= ±1,1 2 + (Я"ф • 5Я)2 + С2(5р2 + Д2 • 104 • ДГр2) + Д • 104 • 7;2 • 5т

= ±1,17(0,22 + (0,6 х 1)2 + 1,042(0,00662 + 0,000812 х 0,12) + 0,00081 х 0,52 х 0,05 = ±0,58%

_ х Я _ 0,9 х 10000 _

= ^20 = 1741 7,93 5 = 0,6 1 + 2Д7; 1 + 2 х 0,00081 х 16

с =-=-:-= 1,04

1 + 1 + 2 х 0,00081 х 12 '

2. Метод гидростатического измерения уровня

При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

1. Измеряется давление по слоям продукта:

Р = 113270,4 Па дифференциальный манометр с относительной погрешностью:

Ж+1= ±0,25%.

2. Температура по слоям продукта:

^=18°С; 6 ^ = ±0,5 %.

3. ¿ср = 22 °С , 8 ¿ср = ±0,5 %.

4. р = 780 кг/м3

Вычисляется относительная погрешность плотности:

±0,5

= —1— * 100% = * 100% = 0,064%

780

5. Следующим этапом вычисляем среднюю плотность.

6. Уровень налива продукта: вычисляется следующим образом. Первый находящийся под уровнем жидкости датчик показывает

давление:

= Р1 • 9 • Н

По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности: g = 9,815 м/с2.

- максимальное значение давления столба продукта перед отпуском: Ртах = Ртах * g * Н^ах = 750 * 9,815 * 12 = 91868,4 Па , относительную погрешность измерения разности давлений

= ±72ДР2 = ±72 * 0,252 = ±0,42%

7. Объём продукта V при нормальных условиях 20°С.

^2 = ^20[1 + (2«ст + а5][(^ст - 20)] На рисунке 2 показан алгоритм вычисления при гидростатическом методе:

Измерение

Вычислени

Вычислени

Град. табл.

Р "ч 1

К К

по к точкам

V ч ср

ч 20

Рисунок 2 алгоритм вычисления при гидростатическом методе:

Отсюда

^20 =

Г2

17408,351

[1 + (2аст+а5][(Сст-20)] [1 + (2*12,5*10-б + 12,5*10-б][(22-20)]

17407,045 м3 6 К20 = ±0,10 %

= У20[1 + (2аст + а5] [(¿1 - 20)] = 17407,045[1 + (37,5 * 10-6 * (-10)] = 17400,517 м3

ДКС1 = 17408,351 - 17400,517 = 7,834

^2

^20 =

17408,351

[1 + (2аст+а5][(Сст-20)] [1 + (2*12,5*10-б + 12,5*10-б][(22-20)]

17407,045 м3 5 К20 = ±0,10 % Далее необходимо привести объём

8. Затем необходимо вычислить объём продукта V при нормальных условиях 20°С.

17400,517

у =___=_._

20 [1 + (2аст + а5] [(^ - 20)] [1 + (37,5 * 10-6 * (-10)] = 17417,935 м3 д V = V - Кд = 17417,935 - 17400,517 = 17,418

V 17,418

= — X 100% = ———— X 100% = ±0,10 % Кд 17417,935

9.Объём продукта при средней температуре измерения КСср

КСср = 17,430 м3

10. Вычисляем массу брутто

габрутто = К20 *р20 =17417,935*853,768=14870,876 т

Погрешность гидростатического метода вычисляется по формуле:

5m = ±1,1V0,252 + 0,12 + 0,12 =± 0,27 % В заключении можно сделать вывод, что погрешность в объёмно массовом методе вычислении массы нефти будет больше.

Использованные источники:

1. ГОСТ 8.636-2013 Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных операциях.

2. ГОСТ Р 8.595-2004. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

3. ГОСТ Р 8.903-2015 Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.

4. Р. 50.2.075 - 2010. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности относительной плотности и плотности API.

5. Р.50.2. 076 - 2010. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета и таблицы приведения.