Определение количественных характеристик нефти и газа в системе магистральных трубопроводов - Учебное пособие

Жидкое и газообразное углеводородное сырье и продукты его-переработки являются важными составляющими экономики страны. Углеводородное сырье является не только одним из основных энергоносителей, но служит основой для развития новых технолог,ий производства новых материалов и продуктов. Дальнейшее развитие экономики страны неразрывно связано с не-об ходимостью дальнейшего увеличения добычи углеводородного с.ырья За счет разработки новых месторождени,йособенно в Тимано-Печорском и Восточно-Сибирском регионах, добыча нефти с газовым конденсатом должна к 2020 году достигнуть уровня360 млрд т/год, а газа - 700 млрд м3/год. При таких уровнях добычи первостепенными становятся вопросы транспорта, хранения и, особенно с учетом растущих стоимостных показателей, учета количества нефти, газа и продуктов их переработки. Существенно различие в способах хранения углеводородо.ВЖИД-кие углеводороды (нефть, нефтепродукты, сжиженный газ), как правило, хранят в различных по конструкции резервуа, рвакхлюченных в технологическую схему отдельного участка трубопровода или расположенных в местах сбора и отпуска транспортируемой среды(головные перекачивающие станции, нефтеналивные терминалы и т. д.).При изменении давления и температуры плотность нефти так же изменяется, поэтому плотность есть функцияот давления и температуры: (r( )= r20 1 x(20-T)), (1.1) Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при давлении 1 атм. и температуре, обычно 0 ?С к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Теплота сгорания какого-либо вещества опр-е деляется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного веществ.АТЕПЛОТА сгорания газов выражается в КДЖ/кг и КДЖ/м3 и является основным показат,елем характеризующим газ или топливо. Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ невозможно перевести в жидкое состояние.Измерения, как физико-химических параметро,в так и количес-т венных характеристик среды, можно разделить на два основных вид:а прямые и косвенные. Режим течения жидкостей и газов зависит от соотношения сил инерции и сил вязкости (внутреннего трения) в потоке, которое выражается критерием Рейнольдса: Re = DUR , (2.1) m где D - внутренний диаметр измерительного канала, м; U - скорость потока, м/с; Среда - движущаяся по измерительному трубопроводу жидкость или газ, в том числе сухой насыщенный па,ррасход и(или) количество которых определяют ПОГОСТ 8.586.1-2005. Объемно-массовый метод сводится к измерению объем(AV) и плотности (?) продукта при одинаковых условиях(по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин и последующего вычисления массы нетто пр-о дукта по формуле Температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема измеряю,тсоответственно, термометрами и манометрами.Широкое применение расходомеров с сужающими устройствами объясняется их дешевизно,й простотой конструкции, возможностью эксплуатации практически при любых давлениях и температура.ХДЛЯ их градуировки и поверки не требуются образцовые расходомерные установки, которые необходимы почти для всех остальных расходом-е ров и счетчиков газа. Сужающим устройством называют техническое устройст,во устанавливаемое в измерительном трубопроводе со сквозным отверстием для создания перепада давления среды путем уменьшения п-ло щади сечения трубопровода (сужения потока) [19]. Сопло ИСА1932 - это сопло, у которого плавно сужающаяся часть на входе образована дугами двух радиус,ов сопрягающимися по касательной (рис. Входная торцевая ПЛОСКОСТЬА ограничена окружностями диаметром 1,5 d и диаметром D (d - диаметр отверстия сужающего устройства при рабочей температуре среды; D - внутренний диаметр измерительного трубопровода). В данном случае сопло изготовля,юктак если БЫD был больш,е чем 1,5 d, а затем отсекают часть сопла таким образо,мчтобы плоская торцевая часть сопла имела внутренний диаметр, равный D (рис.Учет на приемосдаточных пунктах промыслов количества нефти и газа, поступающих в систему магистральных трубопроводов, учет газа на компрессорных, газораспределительных, газоизмерительных станциях и газораспределительных пункта,х учет нефти в резервуарных парках и учет газа в системе подземного хранения является основным параметром, точность и надежность измерения которого определяет многие пр-о изводственные технические и экономические характеристики работы всех объектов системы магистральных нефтегазопроводов [31, 32, 41, 42]. Ввиду высокой степени возложенной ответственности за объемы нефти и газа, переданные поставщиками в систему магистральных трубопроводов для их транспортировки до конечного покупател,яа также в связи с необходимостью сокращения потерь и извлечения максимально возможной прибыли за оказанные услуги по транспортировке угл-е водородов, высокое зна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ ....................................................................................................... 5 1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О СВОЙСТВАХ УГЛЕВОДОРОДОВ ............. 7

2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗМЕРЕНИИ

КОЛИЧЕСТВЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК УГЛЕВОДОРОДОВ ............ 18 2.1. Теоретические основы измерения расхода вещества ....................... 19 2.1.1. Режимы движения жидкостей и газов........................................ 19

2.1.2. Уравнение неразрывности движущегося потока жидкости или газа и уравнение Бернулли ..................... 20 2.1.3. Теоретическое уравнение расхода несжимаемой среды при прохождении через сужающее устройство ......................... 23 2.1.4. Уравнение для реального расхода несжимаемой жидкости при прохождении через сужающее устройство ....................................................... 24 2.1.5. Уравнение для реального расхода газа при прохождении через сужающее устройство ....................................................... 26 2.2. Комплекс контрольно-измерительных приборов, используемых в системе учета количества углеводородов .............. 29 2.2.1. Классификация приборов для измерения давления .................... 35 2.2.2. Классификация приборов для измерения температуры............ 59 2.2.3. Классификация приборов для измерения уровня нефти........... 88 2.2.4. Системы автоматизированного комплексного измерения уровня углеводородов .................... 124 2.2.5. Классификация расходомеров и счетчиков жидкости, газа и пара ........................................... 129

3. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДОМ ПЕРЕМЕННОГО ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ

С ПОМОЩЬЮ СУЖАЮЩИХ УСТРОЙСТВ И ДИФМАНОМЕТРОВ.... 132 3.1. Сужающие устройства...................................................................... 132 3.1.1. Диафрагма ................................................................................. 135 3.1.2. Сопло ......................................................................................... 136 3.1.3. Сопло Вентури .......................................................................... 138 3.1.4. Трубы Вентури .......................................................................... 139 3.1.5. Качественные характеристики сужающих устройств............. 141 3.1.6. Примеры сужающих устройств ................................................ 144

3

3.1.7. Измерение физико-химических параметров газа и перепада давления на сужающих устройствах ..................... 150 3.1.8. Схемы присоединения измерительного преобразователя перепада давления или дифманометра ........ 167 3.1.9. Влияние местных сопротивлений на измерение расхода газа и способы его снижения ............... 173 3.1.10. Струевыпрямители .................................................................... 176 3.1.11. Устройства подготовки потока ................................................. 180

3.2. Измерение расхода и количества углеводородов при помощи расходомеров ............................................................... 184 3.2.1. Мембранные счетчики газа ...................................................... 185 3.2.2. Ротационные (объемные) счетчики .......................................... 188 3.2.3. Кориолисовые расходомеры ..................................................... 196 3.2.4. Вихревые расходомеры ............................................................ 199 3.2.5. Акустические (ультразвуковые) расходомеры ........................ 209 3.2.6. Турбинные расходомеры и счетчики ....................................... 222 3.4.7. Сравнительная характеристика расходомеров и счетчиков ... 231 3.2.8. Измерительно-вычислительные комплексы для определения расхода газа ................................................... 231

4. УЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ГАЗА И НЕФТИ

В СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ....................... 239 4.1. Узлы учета товарного газа ............................................................... 240 4.1.1. Концепции построения узлов учета газа ................................. 240 4.1.2. Газораспределительные и газоизмерительные станции.......... 242 4.2. Учет нефти ........................................................................................ 252 4.2.1. Классификация методов измерения массы нефти................... 259 4.2.2. Определение массы нефти с применением СИКН.................. 262

4.2.3. Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости ................ 282 4.2.4. Определение массы нефти в нефтепроводах........................... 290

4.3. Погрешности измерений .................................................................. 292 4.4. Пример расчета расхода природного газа для диафрагмы с угловым способом отбора давления ................................................................ 300