Доклад на тему: "Теория и практика связей с общественностью"

Система транспортировки нефти методом трубопровода – это единый с точки зрения технологии объект управления, который соединяет различные месторождения нефти между собой. На этих месторождениях добывают нефть, которая различается качественно. Месторождения связываются трубопроводами по направлениям поставки нефти с нефтеперерабатывающими заводами, а так же с пунктами отпуска нефти. Данные обстоятельства - сложность устройства структуры транспортировки нефти методом трубопроводов, характерное территориальное расположение регионов добычи полезного ископаемого - не дают возможности транспортировать топливо от имеющихся месторождений до пункта конечного назначения без потери изначального качества. Оно в любом случае падает.Актуальность данного вопроса заключается в следующем. Если используется технологический поток, то в любом случае (даже если на входе в поток нефть была первосортной), на пункте приема получат не топливо прежнего качества, а смесь. Это несет за собой неизбежные финансовые потери, что негативно впоследствии сказывается и на производителях нефти, и на сотрудничестве. Поэтому метрологическое обеспечение транспортировки нефти методом трубопроводов обладает некоторыми специфическими особенностями. Показатели нефти, которая транспортируется подобным образом, отслеживаются по пути ее следования в различного вида лабораториях. Существуют естественные погрешности, что ведет к неправильным результатам. Подобные погрешности необходимо метрологически грамотно и корректно согласовывать и устранять. Цель данной работы – проведение анализа приборов учёта количества и контроля качества нефти, которые применяются при её транспортировке и хранении 1 Показатели качества нефти. Контроль показателей с помощью автоматических средствПо требованиям, представленным в РМГ 101-2010 «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию», главные показатели качества нефти следующие:Рисунок SEQ Рисунок \* ARABIC 1 – Главные показатели качества нефтиНекоторые из представленных показателей, такие как, к примеру, «выход фракций» и «массовая доля парафина», определяют и при отправке нефти в систему транспортировки при помощи магистральных трубопроводом, и при отправке нефти на экспорт.Чтобы определить массовую долю примесей механического рода, парафина и органических хлоридов, формируется по накопительному правилу единая проба, состоящая из равных количеств нефти, всех суточных проб ,взятых за период между двумя измерениями. Существуют также точечные пробы. Их применяют для определения ДНП (давления насыщенных паров), выхода фракций, содержания сероводорода и легких меркаптанов.Итоги периодических измерений заносят в паспорт качества конкретной партии нефти, которая проходила испытание, а также всех других партий до следующих испытаний.Нефть всегда должна соответствовать определенным требованиям, независимо от того, куда она идет: магистральным способом на внутренние нужны или же является экспортным товаром. К таким показателям относятся: степень готовности нефти к транспортировке при помощи магистральных трубопроводов и наливного транспорта, а также физико-химические показатели.Показатели готовности нефти к транспортировке:- содержание механических примесей;- содержание воды;- содержание хлорорганических соединений;- содержание хлористых солей;- давление насыщенных паров.Физико-химические показатели качества нефти:- содержание массовой доли твердого парафина;- содержание общей серы;- выход фракций, выкипающих при температурах 200, 300 и 350С;- содержание массовой доли легких меркаптанов и сероводорода; - плотность нефти при 20С;- содержание тяжелых металлов.2 Средства измерения для автоматического контроляпоказателей качества нефти2.1 Автоматические датчики плотности - плотномеры Плотность вещества – это физическая величина, которая равна отношению массы к объёму. Единицей плотности в СИ установлен кг/м3. Есть еще т/м3, но это несистемная единица. Для измерения этого параметра и применяются плотномеры, подавляющее большинство которых является вибрационными (рисунок 2.1)Рисунок 2.1 – Вибрационный поточный плотномер FD900Плотномеры FD900 спроектированы таким образом, чтобы иметь возможность проводить замеры жидкостей в трудных условиях. Также конструкция защищена от попадания пыли и влаги, может успешно применяться для долгой непрерывной работы (на потоке, что называется)Базовое измерение – это измерение плотности. Далее от него уже можно вычислить или же компенсаторно ввести концентрацию, удельный вес и другие величины. Измеритель совмещает в себе максимальные стабильность и надежность, хорошую защищенность практически от всех опасностей: от давления, влияния температуры, вибрации и неправильного положения в пространстве.Рабочий элемент плотномера включает в себя две параллельные трубки, по которым движется проверяемая жидкость. Трубки осуществляют колебательное движение от возбуждения усилителя и катушками магнитного привода на частоте, которая является их естественной резонансной. Период резонанса будет пропорционален общей массе труб вместе с находящейся в них жидкостью – то есть, он пропорционален плотности этой жидкости.Чтобы облегчить монтаж и установку прибора, датчик располагается в нем самом, подключается к необходимым деталям при помощи изолированных гофрированных трубок.2.2 Автоматические пробоотборники Автоматический пробоотборник (рисунок 2.2) – это устройство для точечных проб. В нем регулируется их объем, также достигается постоянное движение некоторого количества нефти по контуру отбора проб. Контур расположен в корпусе диспергатора.Устройство располагается в блоке качества системы измерения количества и качества нефти (СИКН). Используется для взятия проб нефти. Впоследствии по этим пробам в лабораториях предприятий нефтяной отрасли определяют физико-химические показатели нефти аналитическим путем.Взятие общей пробы как раз и реализуют данные устройства. Пробы берутся одинаковыми дозами через равные временные промежутки или же одинаковыми дозами через определенные количества массы нефти, проходящей через устройство. Режим работы зависит от установленного алгоритма.Возможен перелив рабочего пробоотборника. На случай этого для его аварийной остановки имеются датчики утечек в линии перелива с бачков пробоотборника в дренаж. В таком случае в работу запускается резервное устройство.Рисунок 2.2 – Автоматический пробоотборник2.3 Автоматические вискозиметры Вязкость – это свойство жидкости, характеризующееся сопротивлением сдвигу при перемещении частей жидкости относительно друг друга. Динамическая вязкость измеряется в Па*с. Чтобы измерить вязкость жидкости в потоке, применяются специальные устройства – вибрационные вискозиметры (рисунок 2.3).Устройство включает в себя цифровой прибор ЦИ, электронный блок БЭ и измерительный преобразователь ПИ.Данные устройства имеют прочную конструкцию, способны выдавать стабильные и точные измерения, могут работать в среде с твердыми примесями и газами. Калибровка устройства осуществляется на заводе-изготовителе и на месте затем требуется крайне редко. Также плюсом устройства является отсутствие движущихся частей; нечувствительность к вибрации; большой выбор материалов для изготовления, а также фитингов. Стоит сказать и о том, что для данного устройства не требуется фильтрация входящей жидкости.Рисунок 2.3 – Автоматический вибрационный вискозиметр Mobrey2.4 Поточные влагомеры Данные устройства применяют при подготовке нефти перед ее дальнейшей переработкой и в системах контроля ее качества. Принцип работы заключается в измерении сопротивления эмульсии потока проходящей нефти. Оно зависит напрямую от содержания воды в нефти.Устройство успешно применяется и в местах коммерческого учета нефти, и для контроля содержания влаги в нефти на объектах подготовки транспортировки нефти и газового конденсата.Рисунок 2.4 - Автоматический поточный микроволновый влагомер товарной нефти МВН-12.5 Устройство для определения свободного газа (УОСГ 100 СКП) Данное устройство позволяет определить уровень содержания свободного газа в углеводородистых жидкостях и самой нефти.Его применяют при проведении оценки качества разделения, а также при внесении изменений в результаты показаний счетчиков на узлах коммерческого учета нефти.Конструкция устройства достаточно проста: пробоотборный блок и прессовый узел (рисунок 2.5).Рисунок 2.5 - Устройство для определения свободного газа (УОСГ 100 СКП)Первый состоит из пробоотборной же камеры, двух узлов – манометрического и клапанного, а также термостатирующей рубашки с двумя, опять же, патрубками – входным и выходным.Прессовый узел включает в себя корпус, линейную шкалу, плунжер, лимб и визир.Устройство работает на изменении характера зависимости давления. То есть: при сжатии пробы жидкостногазовой смеси, когда она перейдет в однофазное состояние из двухфазного, можно будет наблюдать, что характер зависимости давления от изменения объема пробы станет линейным.Таблица ______2.1______ - Технические характеристики устройства для определения свободного газаНаименование характеристикиЗначениеВместимость пробоотборной камеры, 10-6 м3, не менее280Диапазон измерения давления в пробоотборной камере, МПа0...10Пределы абсолютной погрешности при измерении давления, МПа±0,1Максимальное давление в подводящем трубопроводе, МПа6,0Температура измеряемой среды, ºС0…80Габариты мм, не более530х390х300Масса, кг, не более14.02.6 Солемер Данное устройство применяется для определения содержания соли в пробах нефти из нескольких источников:- из скважин;- на участках подготовки нефти к транспортировке;- на участках сборки;- на магистральных трубопроводах;- на товарных парках;- на групповых замерных установках; Плюсы данного устройства: - точность измерений соответствует необходимым требованиям разрешительной документации; - метрологические характеристики нормированы, как и средства проверки; - в несколько раз уменьшает время определения содержания солей в нефти; - обработка ведется в автоматическом режиме, после которой все данные, опять-таки автоматически, выводятся на дисплей.- при работе с устройством невозможна работа с токсичными реактивами и лабораторным оборудованием. Рисунок 2.6 – Солемер нефти автоматическийТаблица ______2.2 _____ - Основные технические характеристики автоматического солемераНаименование характеристикиЗначениеДиапазон определения содержания хлористых солей, мг/л1,5-200 000Объём дистиллированной воды на один анализ, л0,5Время одного замера, не более, мин20Электропитание от сети переменного тока, напряжение, В220Габариты мм, не болееБлок измерительный225х140х80Блок подготовки водных вытяжек570х200х1503 Измерение массы и расхода вещества3.1 Ротаметр – поплавковый расходомерРисунок 3.1 – Ротаметр поплавковый для измерения расхода жидкостиЧтобы определить расход жидкостей или же газообразных веществ, используется вышеуказанное устройство. Представляет собой расходомер постоянного перепада давления.Конструкция устройства следующая:- Корпус. Это прозрачная трубка, имеющая сквозное коническое отверстие. Снаружи на трубке находится вертикальная шкала – по Госстандарту. Шкала будет различной для всех типов сред. Шкала градуирована по единицам объема на единицу времени (л/мин).- Поплавок. Он по направляющей свободно перемещается внутри корпуса, а определенное положение ему придает напор жидкости или газа. Оно, соответственно, будет различным и зависит от интенсивности потока. При снятии результатов смотрят на верхний срез поплавка – именно он является указателем устройства.- Третий элемент конструкции – это резьбовые штуцеры. С их помощью устройство крепится на трубопровод. Также ротаметры могут быть дополнительно оснащены датчиками двух типов: минимального и максимального значений измеряемой величины, а также трансмиттером сигнала.Принцип работы ротаметраУстройство используется с вертикальными трубопроводами, где среда (поток) направлен снизу вверх. Вещество в трубах попадает на бороздки, которые находятся на поплавке, в верхней его части. Это заставляет поплавок вращаться и двигаться: либо вверх, либо вниз – это зависит от интенсивности расхода среды.Поплавок фиксируется в определенном месте в то время, когда сила потока выравнивается с гравитационной силой, воздействующей на элемент в конической трубке. Или же, другими словами, когда перепад давления будет равен весу поплавка, который приходится на единицу площади поперечного сечения. Этот принцип реализуется при помощи конструкции устройства: от положения, занимаемого поплавком в конической трубке, зависит величина зазора, по которому движется поток среды. И он, соответственно, будет меняться.Когда равновесие установлено, снимаются показания прибора – по верхнему срезу поплавка, который будет на градуировочной шкале указывать на величину расхода вещества.3.2 Поршневой расходомер Данное устройство используют, чтобы определить расход жидких сред: воды, различных вязких жидкостей, агрессивных жидких сред, жидких нефтепродуктов (рисунок 3.2).Данное устройство, наоборот, рекомендуется монтировать на прямых горизонтальных участках трубопроводов, где расстояние до устройства будет более 10D, а после него – более 8D.Рассмотрим конструкцию устройства. В корпус устройства, обозначенного цифрой 1, впрессована цилиндрическая втулка 2, сделанная из бронзы. Она имеет два отверстия: круглое – входное, и прямоугольное – выходное.Внутри этой втулки располагается поршень 3, который постоянно перемещается. По его положению и определяется величина расхода вещества, то есть поршень – это мера величины.Когда изменяется расход, изменяется и сила, которая действует на поршень снизу. Он, в зависимости от интенсивности расхода, будет или подниматься, или опускаться. При этом он будет либо открывать, либо закрывать выходное отверстие. Так будет продолжаться ровно до тех пор, пока сила, которая создается разностью двух давлений – действующих на поршень снизу и сверху – не будет равной действующему весу поршня. Вес самого поршня, грузов, общая их площадь – все это величины постоянные. Поэтому и перепад давления при достижении равновесия будет практически постоянным.Конструкция устройства устроена таким образом, что при крайнем нижнем положении поршня входное круглое отверстие будет открыто максимально, а выходное прямоугольное – полностью закрыто.В устройстве может меняться максимальный предел измерения результатов. Реализуется данная функция посредством изменения ширины выходного отверстия и веса грузов.Если необходимо проводить измерения расхода веществ, имеющих высокую температуру, устройство дополнительно оснащается ребристым охладителем, (на рисунке под номером 5). А если же, наоборот, вещество имеет низкую температуру и большую вязкость, то устройство оснащается полостью, через которое поступает определенное греющее вещество.Рисунок 3.2 – Устройство поршневого расходомера [34] 1 – корпус; 2- втулка; 3- поршень; 4- сердечник; 5 – ребристый охладитель3.3 Турбинный расходомер Данное устройство используют для определения объемного расхода массы и объема нефти и прочих жидкостей в рабочих условиях.Принцип работы турбинного расходомера:Устройство работает по принципу бесконтактного преобразования скорости вращения ротора ТПР (турбинного преобразователя расхода) в электрический сигнал. Частота пропорционально зависит от скорости вращения и объемного расхода измеряемой жидкости. Этот объемный расход воспринимается входной цепью вторичного устройства ИМ2300.Вторичное устройство вычисляет значение расхода в текущий момент времени, объем жидкости при нормальных рабочих условиях. Далее оно преобразует их в визуальную информацию. Следующим шагом в последовательности действий идет накопление и сохранение полученных данных в памяти, передача этих данных автоматизированную систему сбора данных.Рисунок 3.3 – Турбинный расходомерУстройство включает в себя уже упомянутые: - ТПР – турбинный преобразователь расхода; - вторичный прибор ИМ2300.А также, помимо этого:- преобразователь сигналов индукционный ПСИ-90Ф; - барьер искрозащиты – для расходомеров, в эксплуатационных характеристиках которых требуется защита от взрыва. 3.4 Массовый Кориолисовый расходомерДля более точного измерения расхода вещества, которое требуется в большинстве химических реакций, были разработаны и созданы массовые расходомеры (рисунок3.4), также известные как КР.Рисунок 3.4 - Массовый кориолисовый расходомерУстройство работает на Кориолисовой силе. Данные виды расходомеров измеряют конкретно массовый расход, а не объемный расход вещества, как многие другие. Данный тип устройств не требует подстройки при изменении температуры, давления и даже свойств измеряемого вещества. Это возможно благодаря тому, что масса вещества не меняется. В основном, данные устройства применяются при измерении расхода жидкостей, вязкость которых зависит от термобарических условий. Как работают силы Кориолиса? Они проявляются в колебательной системе, когда вещество перемещается в направлении оси колебаний. Измерительная система Кориолиса обладает симметричной формой. Система состоит из 1-2 прямой, либо же искривленной формы. Измерительная трубка приводится в колебательные движения на резонансной частоте путем воздействия электромагнита. Когда сила потока нулевая, сила Кориолиса тоже будет нулевой. Если в измерительной трубке существует поток, то частицы вещества на одном участке трубки будут ускоряться, а на другом – замедляться. То есть, сила Кориолиса создается ускоряющимися и замедляющимися частицами жидкости. Она вызывает совсем небольшую деформацию измерительной трубки. Но при этом она накладывается на основную составляющую и прямо пропорциональна массовому расходу.Специальные датчики, установленные на измерительной трубке, улавливают данную деформацию. В процессе измерений постоянно замеряется температура, так как характеристики колебаний измерительной трубки напрямую зависят от нее. Соответственно, измеряемая величина постоянно подвергается коррекции. Данный вид устройств очень широко применяется, как, к примеру, для измерения различных видов агрессивных жидкостей, а также жидкого азота.Рисунок 3.5 – Принципиальная схема кориолисового расходомераЗАКЛЮЧЕНИЕВ наши дни нефть и нефтепродукты являются одними из основных элементов международной торговли и денежных вливаний. Поэтому проблемы коммерческого учета и метрологического обеспечения на всех этапах, начиная добычей и заканчивая реализацией нефти и нефтепродуктов заказчику, имеют первостепенную важность.Эффективная и безопасная эксплуатация технологически опасных объектов компаний нефтегазовой отрасли, например, объектов магистральных трубопроводов, может быть реализована лишь при использовании новейших технических средств измерения технологических параметров. Это дает нам возможность целиком и полностью контролировать технологический процесс, предотвращать и устранять в скорейшем темпе возможные аварийные ситуации. Одним из важнейших показателей измерения технологического процесса считается измерение избыточного давления в трубопроводе. Это на самом деле очень важный показатель, поскольку давление должно быть достаточным для восполнения потерь давления на СИКН и обеспечения давления на выходе СИКН и поверочной установки.Система измерения количества и показателей качества нефти используется для автоматического измерения количества нефти при помощи массово-динамического метода и для автоматического определения качественных показателей нефти. Опять же подчеркну, что серьезная роль в данном процессе отводится измерениям давления в трубопроводе. То есть, надежность трубопроводов должна быть настолько высокой, чтобы она могла обеспечить поставку нефти конечным потребителям без сбоев.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ1 Васильев Г. Г., Коробков Г. Е., Коршак А. А., Лурье М. В., Писаревский В. М., Прохоров А. Д., Сощенко А. Е., Шаммазов А. М. - Трубопроводный транспорт нефти. – М.: 2002.2 Г.В. Коннова. Оборудование транспорта и хранение нефти и газа. Учебное пособие для ВУЗов. Ростов-на-Дону. “Феникс”, 2006.3 ГОСТ 1510-84. Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение. Москва, «Стандартинформ».4 Закожурников Ю. А. Хранение нефти, нефтепродуктов и газа; ИнФолио - Москва, 2010. - 432 c.5 Закожурников, Ю.А. Подготовка нефти и газа к транспортировке[Текст]: уч. пособие / Ю.А. Закожурников. - Волгоград: Ин-Фолио, 2010. - 175с.: ил.6 Закожурников, Ю.А. Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа[Текст]: уч. Пособие / Ю.А. Закожурников.- Волгоград: Ин-Фолио, 2010.- 427с.: ил.7 Издательство: «Нефть и газ», 2006. 352 с. Сургутнефтегаз.8 МИ 2825-2003. ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию, 2003. - 8 с.9 РМГ 101-2010 «Государственная система обеспечения единства измерений. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию»