Количественный учет нефти и нефтепродуктов

Одной из важнейших задач, которую приходится осуществлять оперативному персоналу и бухгалтерии нефтебаз, — это проведение количественного учета нефти и нефтепродуктов.

В задачи количественного учета входит:

  • определение количества поступающих нефти и нефтепродуктов, с оформлением приемных документов;

  • определение количества отпускаемых или отгружаемых нефти и нефтепродуктов, с оформлением документов на отгрузку;

  • определение фактических остатков по каждому сорту в резервуарах и в целом по нефтебазе;

  • определение фактических излишек или недостач;

  • проведение денежных расчетов с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов.

Оперативный учет нефтепродуктов должен вестись ежедневно, контрольный - два раза в месяц и полная инвентаризация на конец каждого месяца.

Учет нефти и нефтепродуктов может осуществляться в единицах измерения:

  • объема (объемный учет);

  • массы (массовый учет);

  • объема и массы (объемно-массовый учет).

На нефтебазах и автозаправочных станциях ведется объемномассовый учет. Расчет с поставщиками и потребителями нефти и нефтепродуктов осуществляется на нефтебазах в единицах массы, на АЗС — в единицах объема.

В зависимости от способа измерений объема продукта объемномассовый метод подразделяется на динамический и статический.

Динамический метод применяется при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефтепроводах и продуктопроводах. При этом методе объем продукта измеряют счетчиками или расходомерами, имеющими интеграторы.

Статический метод 

Применяется при измерении объема и массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п.). Объем продукта в резервуарах измеряется в литрах или кубических метрах. Объем определяется с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения (взлива), измеренного уровнемером или ручным способом с помощью метроштока или измерительной рулетки.

Сначала определяется общий объем жидкости в резервуаре, затем объем подтоварной воды и по формуле определяется объем нефтепродукта:

Vнп=Vобщ - Vводы                                    

В емкостях, градуированных на полную вместимость, например автомобильные цистерны, контролируется уровень их наполнения до градуировочной планки, установленной в горловине, и затем определяется объем по паспортным данным.

Масса нефтепродукта определяется умножением измеренного объема на плотность:

M=Vнп*p                                 

Плотность нефтепродукта определяется с помощью нефтеден- симетра (ареометра). Для этого из резервуара пробоотборным ведерком забирают пробу нефтепродукта, погружают в него нефтеденсиметр и по верхней шкале определяют плотность, по нижней шкале определяют температуру.

Плотность нефтепродукта можно также определить расчетным путем по формуле:

рt = p20 + α* (t - 20),                                                                         

где t - температура нефтепродукта в резервуаре, °С;

pt — искомая плотность нефтепродукта при температуре t °С, т/м3;

р20 — плотность нефтепродукта при t = 20 °С, приводится в паспорте на нефтепродукт, т/м3;

20 — значение стандартной температуры в °С;

α — температурная поправка изменения плотности нефтепродукта при изменении температуры на 1 °С.

Значения температурных поправок изменение плотности приводится втаблице

Плотность нефтепродукта

Температурная поправка на 1°С

Плотность нефтепродукта

Температурная поправка на 1°С

0,690-0,700

0,00091

0,850-0,860

0,000699

0,700-0,710

0,000897

0,860-0,870

0,000686

0,710-0,720

0,000884

0,870-0,880

0,000673

0,720-0,730

0,00087

0,880-0,890

0,00066

0,730-0,740

0,000857

0,890-0,900

0,000647

0,740-0,750

0,000844

0,900-0,910

0,000633

0,750-0,760

0,000831

0,910-0,920

0,00062

0,760-0,770

0,000818

0,920-0,930

0,000607

0,770-0,780

0,000805

0,930-0,940

0,000594

0,780-0,790

0,000792

0,940-0,950

0,000581

0,790-0,800

0,000778

0,950-0,960

0,000567

0,800-0,810

0,000765

0,960-0,970

0,000554

0,810-0,820

0,000752

0,970-0,980

0,000541

0,820-0,830

0,000738

0,980-0,990

0,000528

0,830-0,840

0,000725

0,990-1,000

0,000515

0,840-0,850

0,000712

Гидростатический метод

При использовании этого метода измеряется величина гидростатического давления столба нефтепродукта, затем определяется средняя площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерение, и рассчитывается масса нефтепродукта по формуле:

М = Р * Fcp * (Нр) / g,                                                             

где Р — гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре, Па;

Fcp * (Нр) — средняя площадь сечения резервуара, определяется по градуировочной таблице, м2;

g - ускорение силы тяжести, м/сек2.

Допустимая погрешность измерения количества нефти и нефтепродуктов установлена требованиями ГОСТ 2676-86 и должна быть в пределах:

  • при прямом методе относительная погрешность измерения к должна быть не более: ±0,5% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т, а также массы нетто битумов; ±0,3% — массы нетто пластических смазок;
  • при объемно-массовом динамическом методе относительная погрешность измерения должна быть не более: ±0,25% — массы брутто нефти; ±0,35% — массы нетто нефти; ±0,5% — массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше; ±0,8% —массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Относительная погрешность измерения при объемно-массовом статическом методе должна быть не более:

  • ±0,5% — массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше, а также массы нетто битумов;
  • ±0,8% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных нефтепродуктов.

Относительная погрешность измерения при гидростатическом методе должна быть не более:

  • ±0,5% — массы нетто нефти, нефтепродуктов от 100 т и выше;
  • ±0,8% — массы нетто нефтепродуктов до 100 т и отработанных масел.

Обеспечение такого уровня точности может быть достигнуто лишь сочетанием различных средств измерений.