Расчет потерь легких фракций при больших и малых дыханиях резервуаров

 

При негерметизированных системах сбора нефти в резервуарных парках потери легких фракций могут достигать 3% от добычи нефти. Возникает вопрос: от каких параметров зависят потери легких фракций нефти, хранящейся в резервуаре, и как можно их оценить?

Величина потерь легких фракций нефти в резервуаре, не имеющем понтона и плавающей крыши, зависит от:

1) плотности, вязкости и температуры нефти;

2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на по­следней ступени сепарации и величины давления на этой ступени;

3) времени хранения нефти и температуры окружающего воздуха;

4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие «дыхания» резервуара).

Чем ниже плотность и вязкость нефти и выше температура, тем выше ее испаряемость, а следовательно, больше ее потери в резервуаре. Величина потерь нефти значительно возрастает также, если частота наполнения и опорожнения резервуаров увеличивается. Для существенного снижения потерь легких фракций нефти необходимо: 1) чтобы все сырьевые и товарные ре­зервуары имели понтоны или плавающие крыши, при этом газовое пространство (ГП) в них сведется к нулю и практически не будет испаряться нефть; 2) при отсутствии понтонов или плавающих крыш нефть следует стабилизировать перед транспортированием ее в товарные резервуары, т. е. подогреть для извлечения легких фракций, являющихся при нормальных условиях, газами, а се­парацию горячей нефти желательно проводить под вакуумом.

После стабилизации нефти на промысле и полного отбора из нее легких фракций ее можно транспортировать до нефтепере­рабатывающих заводов практически без потерь. Поскольку на промыслах резервуары, как правило, не имеют понтонов и плавающих крыш, а стабилизируют нефть не пол­ностью, то необходимо уметь рассчитывать потери.

Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу из резервуаров, определяют по формуле

                               

                                   ,                                              (1)

где V₀ - объем газозоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени при нормальных условиях, м³; с - средняя концентрация углеводородов в газовоздушной смеси, доли единицы; r₀ - плотность вышедших из резервуара углеводородов (газа) при нормальных условиях, кг/м³.

В зависимости от физико-химических свойств нефти концен­трация углеводородов по высоте ГП резервуара может быть рав­номерной и неравномерной.

При наполнении и опорожнении резервуаров с легкой нефтью (r_н = 800 - 820 кг/м³) концентрация углеводородов по высоте газовоздушного пространства практически сохраняется равно­мерной, но непостоянной во времени, а для тяжелых нефтей (r_н = 850 - 920 кг/м³) - неравномерной и непостоянной. Равно­мерность концентрации углеводородов по высоте и объему ГП в резервуаре зависит в основном от: 1) интенсивности испарения нефти и 2) темпа выделения окллюдированного газа из нее, вели­чина которого значительно выше у легких нефтей, чем у тяжелых.

Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара су­щественно зависит также от скорости подъема или падения уровня нефти в резервуаре при приемо-сдаточных операциях.

Приведение объема газовоздушной смеси к нормальным усло­виям в формуле (1) проводят приближенно так:

 

 

где р_р и Т_р - соответственно давление и абсолютная темпера­тура в газовоздушном пространстве резервуара; р₀ и Т₀ - давле­ние и абсолютная температура при нормальных условиях (р₀ = 760 мм рт. ст., Т₀ = 273 К); z - коэффициент сжимаемости газа, здесь можно принимать равным 1.

Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара, вхо­дящая в формулу (1) и зависящая от интенсивности и продол­жительности испарения нефти т с площади контакта S_н, опреде­ляется из следующего выражения:

 

                                                   (2)

 

где q - интенсивность испарения нефти и выделения из нее окклю­дированных пузырьков газа, не успевших отделиться в сепараторе, м³/(м²×ч); S_н - площадь поверхности, с которой происходит испарение нефти и выделение пузырьков газа, м²; t - время, ч (опорожнения, наполнения, хранения); V_{г. п} - объем газовоздуш­ного пространства в резервуаре, м³.

Из формулы (2) видно, что средняя концентрация угле­водородов в ГП резервуара прямо пропорциональна интенсивности испарения нефти, площади контакта ее с газовоздушным про­странством и времени контакта t и обратно пропорциональна объему газовоздушного пространства V_{г. п}, т. е. чем больше объем ГП резервуара, тем меньше концентрация углеводородов с при всех прочих равных условиях.

На основании опытных данных среднюю концентрацию угле­водородов в ГП резервуара, при расчете потерь нефти, можно принимать в пределах от 0,1 до 0,5.

При опорожнении резервуара интенсивность изменения газо­воздушной фазы, согласно формуле (2), можно представить в следующем виде:

                                  (3)

 

где q₀ - интенсивность выделения газа и испарения нефти, приведенная к стандартным условиям, м³/(м²×ч); с_к - средняя концентрация углеводородов в долях объема ГП соответственно до (V_г.п.н) и после (V_г.п.к) опорожнения резервуара; V_г.п.н , V_г.п.к - начальный и конечный объемы ГП резервуара, м³; р_{г. п} - абсолютное давление газовоздушной смеси, мм рт. ст.; Т_{г. п} - абсолютная температура газовоздушной смеси, К; Т₀ - абсо­лютная температура, К (Т₀ = 273 К); t - температура газовоз­душной смеси и нефти, °С.

Определение интенсивности выделения газа и испарения нефти при заполнении резервуара проводят также с учетом объема и концентрации углеводородов, вытесненных в атмосферу:

 

   (4)

При хранении нефти в резервуаре интенсивность выделения газа и испарения нефти, вытесняемых в атмосферу, определяется из следующей формулы:

(5)

 

где с - средняя во времени концентрация легких фракций нефти, доли объема DV, вытесняемого в атмосферу, из-за превышения давления в ГП над давлением, устанавливаемым дыхательным или предохранительным клапаном.

Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу из резервуара при заполнении его, могут определяться также по следующей формуле:

 

(6)

 

где G - потери легких фракций, кг; V_г.п.н и V_г.п.к  - на­чальный и конечный объемы ГП резервуара, м3; р _г.п.н ; р _г.п.н - начальное и конечное давление в ГП резервуара; с_ср - средняя концентрация углеводородов; r_ср - средняя плотность угле­водородов в ГП резервуара.

При расчетах потерь легких фракций нефти, выбрасываемых из ГП резервуара при наполнении, опорожнении и хранении, по формулам (3), (4) и (5) возникает большая трудность в определении начальной с_н и конечной с_к концентраций угле­водородов, которые, как правило, находятся для разных по фи­зическим свойствам нефтей экспериментально или расчетом с ис­пользованием закона Рауля - Дальтона, характеризующего рав­новесное состояние системы между фазами смесь газов - нефть. Если экспериментальные данные или эмпирические формулы, по которым можно определять эти концентрации, отсутствуют, то для расчетов потерь нефти следует задаваться этими концен­трациями, учитывая свойства нефти (плотность, вязкость, ско­рость падения или подъема уровня нефти при заполнении и опо­рожнении резервуара).

Сокращение потерей нефти и газа за рубежом ведется применением различных видов методов. 1. Улавливание легких фракций из межтрубного пространства скважин, главным фактором которого является необходимость ее эксплуатации при очень низких давлениях на линии всасывания. Это обуславливает применение в установках роторных компрессоров. Установка может использоваться также для отбора легких фракций и из резервуара. При создаваемом в установке вакууме пары из резервуара перемещаются по трубопроводам обвязки. 2. Система УЛФ позволяет одновременно решить 2 проблемы: сокращение потерь ценных УВ-дов и охраны окружающей среды. При этом потери УВ-дов с применением этих систем сокращаются на 98%. 3. Стабилизация нефти, после которой упругость ее паров снижается до уровня, обеспечивающего минимальные потери (обычно 0,07МПа при 38С). Стабилизация нефти достигается многоступенчатой сепарацией (4-7ступеней). Установлено, что для снижения потерь нефти при ее транспортировке достаточно ограничится полным удалением пропан-бутановых фракций. 4.Обагащение нефти легкими фракциями.

Для определения потерь легких фракций от малых дыханий из обычных резервуаров пользуются формулой: , где G_мс-потери от малых дыханий для резервуара со стационарной крышей; Р- упругость паров продукта при температуре хранения; ∆t-разность между среднемесячной максимальной и минимальной температурами; D-диаметр резервуара; Н-высота газового пространства; F-коэффициент окраски принимается равным 1; С-постоянный коэффициент. Массовые потери УВ-дов, выбрасываемых в атмосферу из резервуаров, определяется по формуле: , где V₀-объем газовоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени при нормальных условиях., С-средняя концентрация УВ-дов; ρ₀-плотность вышедших из резервуара УВ-дов (газа) при нормальных условиях. Произведение объема газовоздушной смеси к нормальным условиям осуществляют: , где Т_р, Р_р-соответственно абсолютная температура и давление в газовоздушном пространстве резервуара; Т₀, Р₀-абсолютная температура и давление при нормальных условиях; Z-коэффициент сжимаемости. Средняя концентрация УВ-дов в ГП резервуара определяется: , где q-интенсивность испарения нефти и выделения из нее окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в сепараторе; S_н- площадь поверхности, с которой происходит испарение нефти и выделение пузырьков газа; τ-время(опорожнения, наполнения, хранения); V_ГП-объем газовоздушного пространства в резервуаре.

 

 

36. Определение потерь от вентиляции газового пространства резервуаров.

Потери от вентиляции газового пространства: , где С-концентрация паров нефтепродуктов, кг/м³; μ-коэффициент расхода отверстий; F-площадь отверстий, м²; Р-давление при котором происходит истечение паровоздушной смеси. Потери на железнодорожных эстакадах: , где -потери при наливе, кг; К-коэффициент, учитывающий степень насыщения газового пространства и увеличения объема вытесняемой паровоздушной смеси вследствие ее донасыщения во время наполнения; -объем налитого бензина, м³; -давление насыщенных паров бензина при температуре окружающей среды; -давление газового пространства; ρ-плотность паров нефтепродуктов. Потери при сливе нефти и ее продуктов: , -потери при сливе, кг; V-объем цистерны, из которой осуществляется слив, м³;Р-парциальное давление паров в цистерне после слива, Па.

 

37. Потери из резервуаров с плавающими крышами.

Потери от дыхания резервуаров с плавающей крышей: , -годовые потери от испарения из резервуара с плавающей крышей, м³/год; К-коэффициент учитывающий тип резервуара; D-диаметр резервуара, м; Р-истинное давление насыщенных паров продукта при средней температуре хранения, Па; V-средняя скорость ветра, км/ч; К₁-коэффициент учитывающий степень уплотнения затвора; К₂-коэффициент, учитывающий свойства хранимого продукта; К₃-коэффициент окраски резервуаров и плавающей крыши.

 

38. Потери из резервуаров с понтонами.

 

39. Принципиальная технологическая схема системы УЛФ.

1 – резервуар 2 – предохранительный клапан 3 – манифольд 4 – блок регулятора давления 5 – уклон 6 – линия возврата углеводородов из скруббера 7 – линия связи 8 – электродвигатель (привод) 9 – скруббер 10 регулятор верхнего пределв уровня жидкости в скруббере 11 – компрессор 12 – 3-хходовая задвижка 13 – обратный клапан 14 – регулятор предельного давления на выходе из компрессора 15 – линия реализации газа 16 – газовый счетчик

Из резервуаров применяют тонкостенные трубы большого диаметра. Для обеспечения отбора большого объема газа при низких перепадах давления. Часто давление в резервуаре не превышает 0,132 МПа, поэтому потери напора в газопроводе не должны превышать 0,1%. Компрессор блока УЛФ включается при достижении давления в резервуаре 50 мм.ртут. ст.. При падении давления ниже 33 мм открывается клапан соединяющий входную и выкидную линии компрессора. Компрессор работает сам на себя. При снижении давления до 20, компрессор останавливается и открывается клапан соединяющий входную линию компрессора с выкидной. В связи с чем газ с предыдущей ступени поступает в скруббер и резервуары, т. е. осуществляется подпитка системы к газопроводу с высоким давлением. При повышении давления до 30 мм, клапан закрывается и при дальнейшем превышении давления до 50 компрессор заново включается в работу.

Система УЛФ позволяет одновременно решить две проблемы: сокращения потерь ценных углеводородов и охраны окружающей среды. В этом случае затраты на охрану окружающей среды многократно компенсируются и приносят прибыль не только от улуч­шенного состояния воздушного бассейна, но и от утилизации за­грязняющего продукта - углеводородов. При этом потери УВ-дов с применением этих систем сокращаются на 98%. Применение системы УЛФ значит-но расширяет возможности ув-ния прибыли на промыслах и НПЗ, поскольку на продажу на­правляются: терявшиеся ранее углеводороды из затрубного про­странства скв-н и попутный газ, пары нефти из резервуаров и аппаратов низкого и среднего давл-я, тяжелые компоненты газа, отбираемые при его осушке с применением гликолей, смеси УВ-дов с сероводородом и углекислым газом (концевых и кислых газов на промыслах и НПЗ), углеводородная часть газа, зака­чиваемая в пласт при нагнетании горячего пара, пары нефти и ее продуктов при товарно-транспортных операциях на нефтебазах, заправочных станциях, танкерном флоте и т.д

 

 

40. Установка сепарации газа, работающая в блоке с системой УЛФ.

Рис. 5.7.3.1. 1 –сепаратор высокой ступени сепарации; 2 – сепаратор низкой ступени сепарации; 3 – газопровод высокого давл-я; 4- газопровод низкого давл-я; 5 – подводящий ТП; 6 – вертикальный газоотделитель; 7 – резервуар; 8 – установка УЛФ; 9 – нефтепровод; 10, 11 – ТП-ды; 12 – выходной ТП-д; 13 – регулятор давл-я «до себя»; 14 – датчик давл-я; 15 – регулятор давл-я «после себя»; 16 – ТП-д, 17 – регулирующий клапан.

Установка нового типа позволяет сократить потери легких фракций нефти, гидравлических потерь и эксплуатационных затрат и увеличить отбор паров нефти и легких фракций

Продукция нефтяных скв-н по ТП-ду 5 поступает в сепараторы высокой 1 и низкой 2 ступеней сепарации, где происходит отделение основного количества содержащихся в ней газов, после чего нефть с оставшимся в ней газом поступает в вертикальный газоотделитель 6, затем в резервуар 7 и далее по нефтепроводу 9 на дальнейшую обработку.

Свободный газ, выделившийся на высокой ступени сепарации, под своим давл-ем поступает на газоперерабатывающий завод, а газ низкой ступени сепарации на компрессорную станцию.

Отделившийся от нефти газ в вертикальном газоотделителе 6 и легкие фракции нефти в резервуаре 7 по ТП-дам 10 и 11 поступают в приемный ТП-д 12 компрессора установки улавливания легких фракций 8. Соединение ТП-дов 10 и 11 в виде "эжектора" и регулятор давл-я "после себя" 15 позволяют отбирать остаточный газ из вертикального газоотделителя и леrкие фракции нефти из резервуара при различных давл-ях в них, а суммарный расход обеспечивает про­изводительность компрессора, выбранного по максимальному поступлению нефти.

При уменьшении поступления нефти в вертикальный газоотделитель 6 и в резервуар 7 давл-е в них и кол-во выделяющегося газа уменьшаются, регулятор давл-я "до себя" 13 на ТП-де 10, отрегулированный на заданное давл-е, прикрывается, а регулятор давл-я "после себя" 15 на ТП-де 11 будет поддерживать давл-е, установленное регулятором давл-я 13. Кол-во подаваемого газа и давл-е в приемном ТП-де 12 компрессора установки УЛФ 8 ум-ются. Благодаря наличию датчика давл-я 14 приоткрывается регулирующий клапан 17, в газоотделитель начнет поступать газ высокой ступени сепарации, что нарушает метастабильное состояние потока нефти, произойдет ув-е выделяющегося газа из нефти в вертикальном газоотделителе 6 и поступление нефти в резервуар 7 с большим газосодержанием, что приведет к восстановлению давл-я и расхода газа на приеме компрессора.

При увеличении поступления нефти с остаточным содержанием газа в вертикальный газоотделитель 6 и резервуар 7 давл-е в них возрастает. Регулятор давл-я 13 приоткрывается, давл-е в резервуаре снижается до заданного значения, тем самым пр'едотвращается срабатывание дыхательной арматуры. Это позволяет исключить потери легких фракций на 18% при пиковых поступлениях нефти и предотвратить подсос воздуха. Регулирующий клапан 17, управляемый датчиком давл-я 14, прикрывается, подача газа из газопровода 3 ум-ся и, следовательно, ум-ся газосодержание нефти и восстанавливается давл-е до заданного в вертикальном газоотделителе 6. Благодаря этому создаются необходимые условия для безостановочной работы компрессора установки улавливания легких фракций. Эксплуатационные затраты при этом сокращаются на 12%.

 

 

41. Система УЛФ для блоков высокого и низкого давлений.

А – блок выс.давл-я; Б – блок низкого давл-я; 1 – ДС; 2 – распределительная гребенка; 3 – сепаратор высокого давл-я; 4 – замерный сепаратор; 5 – счетчик нефти; 6 – буферный резервуар; 7 – компрессор; 8 – насос; 9 – распределит-ное у-во; 10 – нагреватель; 11 – подогреватель-деэмульсатор, сепаратор низкого давл-я; 12 – резервуар товарной нефти; 13 – компрессор; 14 – ЛАКТ; 15 – распределительная гребенка; 16 – КС; 17, 18 – трубчатые перемычки; 19, 20 – газопроводы высокой и низкой ступеней сепарации; 21, 22 – резервуары; 23, 24 – датчики; 25 – регулирующий клапан; 26, 27 – перемычки; 28 – ТП-д.

Обводненная газированная продукция скв-н 1 поступает на распределительную гребенку 2 и за­тем в сепаратор 3 высокого давл-я, где от нефти отделяется основное кол-во свободного газа. После отделения газа нефть через счетчик 5 поступает в буферный резервуар 6, в котором поддерживается постоян­ное давл-е и из которого сбрасывается пластовая вода, отделившаяся от нефти, и отбираются остаточный газ и пары легких фракций нефти с помощью компрессора 7 системы УЛФ. Компрессор работает непрерыв­но, что обеспечивается постоянным давл-ем в месте соединения пере­мычки 17 С газоотводным патрубком 21, поддерживаемым датчиком 23 и непрерывным поступлением газа как из резервуара 6, так и от сепара­тора 3 высокого давл-я через перемычки 17 и регулирующий клапан 25, который приоткрывается при снижении давл-я в резервуаре 6 вы­ше допустимого и прикрывается при его возрастании до заданного уровня. В сепараторе при этом поддерживается более высокое давл-е. Многократное превышение объема газа, транспортируемого от сепара­тора 3 по газопроводу 19,над производительностью компрессора 7 на­дежно гарантирует непрерывность его работы.

Предварительно обезвоженная и отсепарированная нефть насосом 8 через распределительное устройство 9 поступает в нагревател~ 10, где предварительно нагревается перед поступлением в подогреватель­деэмульсатор 11, из которого сбрасывается отделившаяся от нефти вода и отбираются легкие фракции, выделившиеся при нагреве (сепаратор низкого давл-я). Затем нефть поступает в герметизированный резер­вуар 12, из которого также осуществляется сброс выделившейся из нефти воды и дополнительный отбор легких фракций с помощью компрессора 13, работающего в комплексе с подогревателем-деэмульсатором 11 и резервуаром 12 аналогичным образом, как и в блоке высокого давл-я А.

Газ, отобранный компрессорами систем УЛФ, направляется по ТП-ду 29 через распределительную гребенку 15 на компрессорную станцию 16, либо по перемычкам 26 и 27, ТП-д 28 в линию перед сепаратором 3 и резервуаром 6.

 

 

42. Система УЛФ с автономными ГУС резервуаров.

Рис. 5.7.5.1. 1- подводящие ТП-ды; 2 – резервуары (группы А, В, С); 3 – газовая обвязка; 4 – огнепреградители; 5 – разрывные мембраны; 6 – электрифицированные задвижки; 7 – групповые конденсатосборники; 8 – конденсатопроводы; 9 – газопроводы; 10 – центральный конденсатосборник; 11 – газопровод; 12 – блок компримирования; 13 – буферная емкость; 14 – компрессор; 15 – газопровод подпитки; 16 – регулятор подачи подготовленного газа; 17 – отводящий ТП-д нефти; 18 – конденсатопровод; 19 – насос откачки; 20 – датчик давл-я; 21 – ТП-д для сброса пластовой воды.

Система отличается повышенной надежностью и для нее характерно то, что группа резервуаров снабжена групповыми конденсатосборниками, соединенными с резервуарами группы ТП-дами газовой об­вязки, при этом система снабжена центральным конденсатосборником, соединенным с групповыми конденсатосборниками посредством ТП-дов, а газопровод подпитки подключен к центральному конденсатосборнику .

Обводненная нефть с остаточным содержанием газа по подводящим ТП-дам 1 поступает в резервуары 2 группы А, где осуществляется предварительный сброс пла­стовой воды и последующее направление потока нефти по ТП-дам 17 в другую группу резервуаров Б, а свободная пластовая вода по ТП-ду 21 отводится на очистные сооружения. Частично обезвоженная нефть направляется на установку комплексной подготовки нефти. После подготовки нефти определяется ее качество для дальнейшего направления в товарные резервуары группы С. Выделившиеся в резервуарах 2·легкие фракции нефти по ТП-дам 3 поступают в групповой конденсатосборник 7. Скорость движения углеводородной смеси в конденсатосборнике снижается в рез-те сниж-я давл-я, t-ра повышается, тяжелые фракции углеводородов С6+в переходят в жидкую фазу "конденсат", а легкие фракции углеводородов C1-C5 перераспределяются между резервуарами данной группы. Конденсат от групповых конденсатосборников самотеком поступает в центральный конденсатосборник 10, откуда насосом 19 закачивается в ближайший нефтепровод. Частично осушенная газовая фаза по газопроводам 9 поступает в центральный конденсатосборник 10 и далее по газопроводу 11 в блок компримирования 12, где оставшийся конденсат собирается в буферной емкости, благодаря чему во входной коллектор поступает минимальное кол-во жидкости и это увеличивает время (продолжительность) работы компрессора и системы в целом. При больших дыханиях, вызываемых неравномерностью поступления и откачки нефти, осушенная газовая фаза из группового конденсатосборника с более высоким давл-ем по ТП-дам 9 поступает в конденсатосборник с меньшим давл-ем. Большое кол-во легких фракций нефти (50 мас.%) выделяется в резервуарах группы А, а остальное кол-во выделяется в группах Б и С.

 

 

43. Автоматизированная установка по измерению количества и качества товарной нефти (Рубин2М)

Из установки подготовки нефти УПН нефть подаётся в герметизированные резервуары1, из которых забирается подпорным насосом 2 и прогоняется по автоматическому влагомеру 3 и солимеру 4. Если содержание воды и солей в нефти выше нормы, то зонд влагомера 3 выдаёт аварийный сигнал в блок местной автоматики БМА. при помощи гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; одновременно отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной нефти, которая возвращается по линии 7 на повторную подготовку в УПН. При прекращении поступления аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается.

Поток товарной нефти проходит фильтр 9. затем радиоизотопный плотномер 10, откуда поступает в турбинный расходомер 11, в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной линейной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в электрические импульсы, поступающие в БМА- счетное устройство объемного количества товарной нефти. Затем величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются на расходомере 11, установленном на лицевой панели блока.

Автоматизированная установка «Рубин - 2М» для измерения в потоке качества и количества товарной нефти

 

 

44. Зарубежный опыт автоматизированной сдачи товарной нефти (ЛАКТ)

Основным элементом замерного блока является принудительный объемный расходомер 14. в зависимости от показаний анализатора качества 1 нефть с установки подготовки может поступать в основной резервуар 8 или в резервуар некондиционной нефти 6. Если содержание воды и солей в нефти находится в пределах нормы, то анализатор качества подает сигнал на трехходовой двухпозиционный клапан 7, который направляет поток кондиционной нефти в резервуар 8. Как только уровень нефти в резервуаре достигнет поплавкого переключателя 10 -включается насос 12. который начинает подавать нефть потребителю через замерный блок, состоящий: из фильтра 13; объемного раходомера 14; регулятора давления 15; пробоотборника 16 и насоса внешней перекачки 17. При снижении уровня нефти в резервуаре до поплавкового переключателя 11 автоматически отключаются насосы 12 и 17. Если в процессе работы установки анализатор качества 1 выдает сигнал о появлении некондиционной нефти, характеризующейся излишним содержанием воды и солей, то клапан 7 в резервуаре 6 достигнет поплавкового переключателя 4. включается насос 2, который начинает откачивать некондиционную нефть на установку подготовки нефти. При снижении уровня нефти до переключателя 3 автоматически отключается насос 2.

Поплавковый переключатель 9 предназначен для предупреждения переполнения резервуара 8, при достижении им верхнего положения -трехходовой клапан 7 направляет нефть в резервуар 6. Переключатель 5 предупреждает переполнение резервуара 6 подачей сигнал на блокирующий клапан, установленный на линии поступления нефти на данную установку.

Основными элементами установок ЛАКТ являются насос: 12, пробоотборник 15 и объемный или турбинный расходомер с принудительным перемещением 14. кроме того, в нее входит устройство для определения содержания воды в нефти емкостного типа, которое фиксирует отклонение диэлектрической постоянной нефти от стандартного значения, вызванного присутствием в ней воды.

При использовании установок ЛАКТ уменьшаются потери от испарения; повышается точность замера нефти: сокращаются сроки и стоимость хранения нефти в промысловых резервуарных парках; снижаются капиталовложения на обустройство и обслуживание товарных парков; упрощаются вычислительные и учетные операции по сдаче и приему товарной нефти; создается возможность перехода к полностью автоматизированной системе управления промыслом.

Роторные, турбинные расходомеры с принудительным перемещением, используемые в установках ЛАКТ, в идеальных условиях точны. Однако на из точность влияют вязкость нефти, содержание газа, гидравлические потерей на трение. Комбинированное влияние этих факторов на показания приборов в сочетании с различными условиями работы учитываются поправочным коэффициентом счетчика. Поскольку физические свойства нефти меняются, то для точных измерений необходима периодическая проверка счетчика Интервалы между проверками могут составлять от 30 до 90 сут в зависимости от конкретных условий.

Температурная корректировка проводится компенсатором, установленным на приборе. Колебания температуры нефти, которые я являются источником ошибок при замерах, могут возникнуть, например, при переключении потока нефти холодного резервуара на сепаратор с подогревом.

Рис. 7. Автоматизированная установка сдачи товарной нефти типа ЛАКТ

Отбор пробы при непрерывных замерах должен быть пропорционален расходу. На этом принципе основана работа большинства применяемых пробоотборников. Пробоотборник, не обеспечивающий отбор истинной средней пробы, может быть причиной крупных ошибок в сдаче товарной нефти