Page 356 - 4679

4.2.4. Визначення маси нафти в нафтопроводах
Масу брутто нафти, що знаходиться у трубопроводі, визначають як сумарну масу
нафти на окремих ділянках трубопроводу. Розрахункові ділянки вибирають таким
чином, щоб різниця тисків між кінцевою і початковою точками ділянки не
перевищувала 0,3 МПа. Одержаний результат округлюють до цілого значення тонн:
тр = ∑ , (6.12)
=1
уч
де n - число ділянок; - маса брутто нафти на окремій ділянці трубопроводу,
уч
визначається як добуток геометричного обсягу внутрішньої порожнини ділянки
трубопроводу на середнє значення щільності нафти на даній ділянці:
ср
= у 1000 , (6.13)
уч
для самопливних ділянок трубопроводу:
ср
= × уч , (6.14)
з
уч
1000
3
де - місткість ділянки трубопроводу, м ; - середнє значення щільності нафти на
ср
уч
3
ділянці, кг/м ; - коефіцієнт заповнення трубопроводу, який визначається за
з
спеціальною методикою і градуювальної таблиці Р 50.2.040-2004.
З урахуванням впливу середніх для даної ділянки значень температури і тиску
місткість ділянки трубопроводу розраховують за формулою
= × × , (6.15)
уч

гр
де - місткість ділянки трубопроводу, що визначається за спеціальними
гр
3
градуювальних таблиць, м ; - коефіцієнт, що враховує вплив температури

(спеціальні таблиці, наведені в Р 50.2.040-2004); - коефіцієнт, що враховує вплив

тиску (спеціальні таблиці, наведені в Р 50.2.040-2004).
Середні для даної ділянки значення температури, тиску і щільності нафти, що
знаходиться у лінійній частині магістрального нафтопроводу і в технологічних
трубопроводах, визначають як середнє арифметичне відповідних величин, виміряних
на початку і кінці ділянки нафтопроводу під час проведення інвентаризації:
ср = 0,5 ∙ ( поч + кін ), = 0,5 ∙ ( поч + кін ), = 0,5 ∙ ( поч + ). (6.16)
кін
ср
ср
Для трубопроводів з попередньо підігрітою нафтою
ср = 1/3 ∙ поч + 2/3 ∙ кін , (6.17)
де поч , кін - густини нафти, виміряні на початку і кінці ділянки і приведені до
3
середньої температурі і середньому тиску, кг/м ; поч , - тиску, виміряні на початку і
кін
кінці ділянки, МПа; поч , кін - температури, виміряні на початку і кінці ділянки, °С.
Якщо за період часу, відповідний заповненню розглянутого ділянки
безпосередньо перед інвентаризацією, на початку ділянки спостерігалася зміна
3
щільності (приведеної до однієї температури) більше ніж на 5 кг/м , середнє значення
щільності розраховують за формулою
1
= ∙ ∑ ∙ , (6.18)

ср
уч =1
де - місткість трубопроводу; – обсяг j-ї партії, виміряний на початку ділянки; -
уч

щільність j-ї партії, виміряна на початку ділянки; k - число партій, необхідних для
заповнення ділянки трубопроводу.
Необхідне число партій до визначають з умови
∑ ∙ [1 + ( − поч ) + ( поч − )] = , (6.19)
тр
ср

ср
=1
де , - коефіцієнти об'ємного розширення та стисливості нафти, визначені відповідно
−1
до МИ 2632 (° −1 , МПа , відповідно).
Масову частку баласту , %, що міститься в нафті, що знаходиться в
тр
нафтопроводі, розраховують як середньозважене значення відповідних величин,
визначених на початку ділянки нафтопроводу на момент його заповнення нафтою:
355