Определение массы нефти в нефтепроводах

10.1 Массу (брутто) нефти, находящейся в трубопроводе, определяют как суммарную массу нефти на отдельных участках трубопровода. Полученный результат округляют до целого значения тонн:

, (10.1.1)

где n – число участков;

Муч – масса (брутто) нефти на отдельном участке трубопровода, определяемая как произведение геометрического объема внутренней полости участка трубопровода на среднее значение плотности нефти на данном участке:

, (10.1.2)

а для самотечных участков трубопровода:

, (10.1.3)

где Vуч – вместимость участка трубопровода, м3;

rср – среднее значение плотности нефти на участке, кг/м3;

Кз – коэффициент заполнения трубопровода, определяемый по приложению М.

10.2 Расчетные участки выбирают таким образом, чтобы разность давлений между конечной и начальной точками участка не превышала 0,3 МПа.

10.3 С учетом влияния средних для данного участка значений температуры и давления вместимость участка трубопровода рассчитывают по формуле

, (10.3.1)

где Vгр – вместимость участка трубопровода по градуировочной таблице, м3;

Кt – коэффициент, учитывающий влияние температуры (значения коэффициента приведены в таблице Н.1 приложения Н);

Кр – коэффициент, учитывающий влияние давления (значения коэффициента приведены в таблице Н.2 приложения Н).

Градуировочные таблицы на линейную часть трубопровода и технологические трубопроводы составляют по вместимости одного метра длины трубопровода, исходя из внутреннего диаметра и длины участка трубопровода.

Градуировочные таблицы корректируют при изменении длины или диаметра трубопровода. Таблицы утверждает главный инженер ОАО (ООО) МН. К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием диаметра, толщины стенки и длины трубопровода.

10.4 Средние для данного участка значения температуры, давления и плотности нефти, находящегося в линейной части магистрального нефтепровода и в технологических трубопроводах, определяют как среднее арифметическое соответствующих величин, измеренных в начале и конце участка нефтепровода во время проведения инвентаризации:

, (10.4.1)

, (10.4.2)

. (10.4.3)

Для трубопроводов с предварительно подогретой нефтью:

, (10.4.4)

где rнач, rкон – плотности нефти, измеренные в начале и конце участка и приведенные к средней температуре и среднему давлению, кг/м3;

Рнач, Ркон – давления, измеренные в начале и конце участка, МПа;

tнач, tкон – температуры, измеренные в начале и конце участка, °С.



10.5 Если за период времени, соответствующий заполнению рассматриваемого участка непосредственно перед инвентаризацией, в начале участка наблюдалось изменение плотности (приведенной к одной температуре) более, чем на 5 кг/м3, среднее значение плотности рассчитывают по формуле

, (10.5.1)

где Vуч – вместимость трубопровода по формуле (10.3.1);

Qj – объем j-й партии, измеренный в начале участка;

rj – плотность j-й партии, измеренная в начале участка;

k – число партий, необходимых для заполнения участка трубопровода.

Требуемое число партий k определяют из условия

, (10.5.2)

где b, g – коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти, определенные в соответствии с МИ 2632, °С–1 и МПа–1 соответственно.

10.6 Массовую долю балласта mтр, %, содержащегося в нефти, находящейся в нефтепроводе, рассчитывают как средневзвешенное значение соответствующих величин, определенных в начале участка нефтепровода на момент его заполнения нефтью:

, (10.6.1)

где mj – массовая доля балласта в начале участка нефтепровода на момент его заполнения, %;

Мтр – масса нефти (брутто), находящейся в трубопроводе, т;

Мj – масса j-й партии, т.

Соответственно, масса нефти нетто в линейной части магистрального трубопровода и в технологических трубопроводах (фактическое наличие нефти) составляет

. (10.6.2)


4791621923294628.html
4791682655900308.html
    PR.RU™