Система измерения количества и показателей качества нефти

Введение

Сегодня сбережение энергоресурсов — одна из важнейших задач. Эффективность системы учета нефти играет немаловажную роль в процессе транспортировки нефти от скважины к потребителю. Возникают проблемы потерь как количесвенных, так и качественных измерений массы нетто сырой нефти.

Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) — система, предназначенная для автоматизированного коммерческого учета товарной нефти прямым массово-динамическим методом, а так же для определения качественных показателей нефти при ведении документов, предназначенных для операций учета товарной нефти между поставщиком и потребителем на объектах нефтепереработки, а так же при проведении учетно-расчетных операций при транспортировке нефти и нефтепродуктов.

СИКН предназначены для:

* измерения в автоматизированном режиме с требуемой точностью расхода нефти;

* для определения в автоматизированном режиме показателей качества нефти (плотность, вязкость, влагосодержание, давление, температура);

* отбора объединенной пробы по ГОСТ 2517;

* выдачи информации, передаваемой средствами автоматизации, на компьютер и последующего отображения ее на автоматизированном рабочем месте оператора (АРМ-оператора).

СИКН изготавливаются на базе объемных, массовых или ультразвуковых преобразователей расхода.

1. Принцип работы СИКН В состав системы входят технологическая часть, система сбора и обработки информации, система управления элементами жизнеобеспечения, которые в свою очередь состоят из блоков, узлов и устройств.

Технологическая часть включает:

1) Блок измерения и регулирования:

· блок измерения показателей качества (БИК);

· блок измерительных линий (БИЛ);

· узлы регулирования расхода и давления;

· пробозаборное устройство (ПЗУ);

· технологические и дренажные трубопроводы;

2) Блок стационарной турбопоршневой установки (ТПУ) или узел подключения передвижной ТПУ;

3) Блок фильтров (БФ).

Система сбора и обработки информации (СОИ):

1) Блок обработки информации:

· щит информационно-вычислительного комплекса (ИВК);

· щит автоматических защит и сигнализаций (АЗиС);

· АРМ оператора, принтер.

Система управления элементами жизнеобеспечения:

· Щит силовой (отопление, освещение, пожарная сигнализация, вентиляция, система контроля загазованности и прочее).

Рис. 1 Структурная схема СИКН

СИКН обеспечивает выполнение в автоматическом режиме следующих измерений и вычислений:

· мгновенных значений:

§ массового расхода через ИЛ, СИКН;

§ объемного расхода через БИК;

§ плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 єC и плюс 15 єC;

§ перепада давления на фильтрах БФ;

§ температуры в ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;

§ давления ИЛ, СИКН, БИК, ПУ;

§ объемной и массовой доли воды в нефти;

§ массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

§ массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

· средневзвешенных значений за отчетный период:

§ массового расхода через ИЛ;

§ объемного расхода через БИК;

§ плотности при температуре и давлении нефти в ИЛ и приведенной к стандартным условиям при плюс 20 єC и плюс 15 єC;

§ температуры в ИЛ, СИКН, БИК;

§ давления ИЛ, СИКН, БИК;

§ объемной и массовой доли воды в нефти;

· накопленных значений за отчетный период:

§ массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

§ массы нетто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом.

СИКН обеспечивает:

· автоматический отбор объединенной пробы пропорционально объему перекачиваемой нефти или пропорционально времени, ручной отбор точечной пробы;

· автоматизированное выполнение режима контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольной линии без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов контроля метрологических характеристик (КМХ);

· автоматизированное выполнение режимов поверки и контроля метрологических характеристик ПР при помощи поверочной установки без нарушения процесса измерения и без нарушения работы нефтепровода, оформление и печать протоколов поверки и КМХ;

· контроль метрологических характеристик и поверка рабочего и резервно-контрольного преобразователя расхода по передвижной ТПУ;

· гарантированное перекрытие потока и наличие устройства контроля протечки (местное) запорной арматуры, протечки которой могут оказать влияние на достоверность поверки и КМХ;

· контроль перепада давления на фильтрах (местный и дистанционный);

· автоматический контроль, индикацию и сигнализацию предельных значений параметров:

§ расхода по каждой ИЛ, БИК;

§ плотности нефти;

§ свободного газа в нефти;

§ давления и температуры в ИЛ, БИК, ПУ;

§ перепада давления на фильтрах;

§ содержание объемной доли воды в нефти;

· индикацию и автоматическое обновление данных измерений массы и массового расхода по каждой ИЛ и СИКН в целом, значений давления по БИЛ и значение расхода, температуры и давления нефти в БИК, плотности нефти, содержания воды с выводом на дисплей;

· определение массы нетто с использованием значений составляющих балласта, полученных в аналитической лаборатории с использованием результатов измерений поточного влагомера (если масса нетто не определена в автоматическом режиме);

· регистрацию результатов измерений, их хранение не менее одного года и передачу в систему телемеханики;

· автоматическое (программное) и ручное управление автоматическим пробоотборником;

· ручной ввод значений плотности, температуры и давления при отказе датчиков или их отсутствии;

· хранение введенных в память СОИ постоянных величин при отключении электроэнергии;

· возможность пломбирования органов управления, с помощью которых можно воздействовать на результаты измерений;

· управление запорной арматурой, поверочной установкой;

· поверка рабочего преобразователя расхода по контрольно-резервному;

· формирование отчетов журналов показаний средств измерений, актов приема-сдачи нефти, паспорта качества нефти и других необходимых документов по учету нефти за заданный интервал времени и по партиям нефти в автоматическом режиме и по запросу в соответствии с рекомендациями по определению массы нефти при учетных операциях с применением СИКН;

· автоматический учет и архивирование журнала событий системы (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов).

Нефть подается в блок измерительных линий, где производится замер количества нефти с помощью массомера. БИЛ состоит из рабочей и резервной линии. При наличии стационарного поверочного устройства, необходимость контрольной линии отпадает. На измерительных линиях производится постоянный контроль давления и температуры нефти. Перед массомерами предусмотрены фильтры с быстросъемными крышками. На фильтрах предусмотрен контроль состояния фильтров датчиком разности давлений.

Запорная арматура, протечки которой могут оказать влияние на достоверность учетных операций, результаты поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода, результаты поверки ПУ по ПУ 1-го разряда, предусмотрена с гарантированным перекрытием потока и устройством контроля протечек (местным или дистанционным).

На выходе СИКН в случае, если возможно снижение давления ниже значения, предусмотрен узел регулирования давления. Перед измерительными линиями, производится постоянный забор пробы нефти с целью определения химического состава и характеристик нефти (плотность, вязкость, влагосодержание и т. д.). Как один из вариантов, в БИК предусмотревается насосная схема отбора нефти из входного коллектора для поддержания равенства скоростей нефти на входе в пробоотборное устройство и линейной скорости нефти во входном коллекторе, а также в связи с отсутствием возможности возврата нефти в технологический трубопровод с меньшим давлением. В блоке контроля качества нефти предусмотрена промывка отдельных приборов контроля и линии БИК в целом. При необходимости полного опорожнения трубопроводов, предусмотрен сброс нефти в закрытую дренажную систему.

В СИКН входит также система сбора и обработки информации (СОИ), которая обеспечивает автоматизированное выполнение функций сбора, обработки, отображения, регистрации информации по учету нефти и управление режимами работы СИКН.

2. Процедура определения массы нефти с применением СИКН Массу брутто принятой и сданной нефти с применением СИКН определяют согласно РД 53−39.4−042.

При приёме-сдаче нефти по показаниям СИКН применяют следующие основные методы измерений:

— косвенный метод динамических измерений с применением преобразователей объёмного расхода (далее — ПР), включая ультразвуковые, и поточных преобразователей плотности;

— прямой метод динамических измерений с применением массомеров.

При измерениях массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

— объема нефти (м³), измеренного каждым рабочим ПР в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;

— объема нефти (м³), приведенного к стандартным условиям, измеренного СИКН;

— плотности нефти (кг/м³), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;

— массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии и всей СИКН.

При измерениях косвенным методом динамических измерений, массу брутто нефти вычисляют как произведение соответствующих значений:

— объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений объема;

— объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

При определении плотности нефти применяют поточные преобразователи плотности, преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

На выходе каждой измерительной линии, на входе и выходе поверочной установки устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН — преобразователь давления и манометр.

В том случае, если вязкость нефти влияет на характеристики ПР, вязкость нефти определяют с периодичностью, указанной для метода измерений по ГОСТ 33.

В том случае, если на показания ПР вводят поправку по вязкости, ее измеряют поточным вискозиметром.

При измерениях прямым методом динамических измерений массу брутто нефти измеряют массомерами и автоматически регистрируют результаты измерений массы нефти (в тоннах), измеренной каждым рабочим массомером и всей СИКН.

Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

Массу нетто нефти МН, т, вычисляют как разность массы брутто нефти М, т, и массы бал ласта m, т, по формуле

(2.1)

где W_В — массовая доля воды в нефти, %;

W_МП — массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_ХС — массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

(2.2)

где — концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³;

— плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м³.

Если измеряют не массовую, а объёмную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

(2.3)

где — объемная доля воды в нефти, %;

— плотность воды, кг/м³ (принимают равной 1000 кг/м³).

Пробы для определения показателей качества нефти отбирают в соответствии с ГОСТ 2517.

Показатели качества нефти определяют стандартизованными лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51 858:

— плотность по ГОСТ 3900, или по ГОСТ Р 51 069 c учетом МИ 2153;

— массовую долю воды по ГОСТ 2477 и (или) по АСТМ Д 4006;

— массовую долю механических примесей по ГОСТ 6370;

— концентрацию хлористых солей по ГОСТ 21 534 и (или) АСТМ Д 3230;

— массовую долю серы по ГОСТ 1437 и ГОСТ Р 51 947 или по АСТМ Д 4294;

— давление насыщенных паров (ДНП) по ГОСТ 1756, АСТМ Д 6377;

— объемную долю свободного газа по МИ 2575;

— массовую долю парафина по ГОСТ 11 851;

— выход фракций по ГОСТ 2177 (метод Б);

— массовую долю сероводорода по ГОСТ Р 50 802;

— массовую долю метили этилмеркаптанов по ГОСТ Р 50 802;

— массовую долю органических хлоридов по АСТМ Д 4929.

Приведение плотности нефти при 20єС к 15єС выполняют по таблицам ГОСТ Р 8.599, а также по таблицам МИ 2153 или по программам пересчета МИ 2632.

Плотность нефти допускается определять анализаторами плотности, погрешность которых не хуже погрешности стандартизованных лабораторных методов (поточными или лабораторными).

В актах приема-сдачи и в паспортах качества измеренные параметры отражают с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице:

Таблица 2.1 Измеренные параметры и требования к ним

Алгоритм измерений и программу обработки результатов измерений излагают в НД на методику выполнения измерений, разработанной и аттестованной в соответствии с ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 8.595 и МИ 2174.

Конкретные условия эксплуатации, порядок организации измерений массы нефти излагают в «Инструкции по эксплуатации СИКН», разработанной для каждой СИКН в соответствии с РД 153−39.4−042.

В случае отказа средств измерений, не позволяющего осуществлять учет по СИКН, переход на резервную схему учета осуществляют согласно положениям РД 153−39.4−042. За минимальное время от момента отказа (или последнего зафиксированного значения количества нефти) до перехода на резервную схему учета, количество перекаченной нефти определяют расчетным путем, при этом параметры потока (давление, температуру, плотность нефти) принимают равными средним значениям за последний отчетный период, значение расхода нефти при этом принимают равным зафиксированному значению за последние два часа при неизменном режиме перекачки, и оформляют акт, составленный комиссионно.

3. Достоинства и недостатки СИКН К достоинства системы измерения количества и показателей качества нефти можно отнести:

· гибкость

· удобство эксплуатации

· надежность

· функциональность Гибкость По требованиям Заказчика СИКН может иметь исполнение на открытой площадке или в блок-контейнере (ах).

Рис. 3 Исполнение СИКН При изготовлении в блок-контейнере обеспечивается защита приборов КИПиА от внешних воздействий, что позволяет использовать менее дорогие модели оборудования. Так же из опыта производства оборудования компании на базе блок-контейнеров важно отметить что данный вариант исполнения обеспечивает снижение затрат и сроков отводимых на капитальное строительство.

Блок-контейнер комплектуется взрывозащищенными освещением, обогревателями, вентиляторами, системой контроля загазованности и пожарной сигнализации.

При установке АРМ-оператора в блок-контейнере, по желанию заказчика, производится комплектация освещением, кондиционером, отоплением, мебелью, комнатой отдыха персонала и тамбуром.

Удобство эксплуатации

Все оборудование, участвующее в измерениях основных параметров связано по полевой шине, что позволяет помимо повышения точности измерений обеспечить оптимальные кабельные проводки удобные в последующей эксплуатации и обслуживании.

Надежность

Высокая надежность системы обеспечивается за счет применения высококачественного измерительного оборудования ведущих мировых производителей, а так же за счет резервирования серверов обеспечивающих расчет характеристик и хранение информации.

Функциональность

Входящие в состав системы устройства позволяют реализовать дополнительные режимы функционирования оборудования (имитация, тестирование, маскирование), защитить систему от несанкционированного доступа, осуществить контроль действия персонала по журналу событий.

Также преимуществом узла учета нефти является и прямое измерение массового расхода. В соответствии с действующими нормативными документами для товарно-коммерческих расчетов, приемосдаточные операции осуществляются в единицах массы. Кориолисовый расходомер выполняет прямое измерение массового расхода, что существенно снижает возможность внесения погрешностей дополнительными средствами измерения, чем грешат косвенные методы измерений, снижается вероятность метрологического отказа измерительной системы.

Заключение

СИКН предназначена для автоматизированного:

— измерения массы нефти и нефтепродуктов методом прямых или косвенных динамических измерений;

— измерения технологических и качественных параметров нефти и нефтепродуктов;

— отображения (индикации), обработки и регистрации результатов измерений.

В общем случае СИКН состоит из технологической части и системы сбора и обработки информации.

Опыт эксплуатации систем измерения количества и показателей качества нефти подтвердил их эффективность для реализации сложнейших задач, связанных с коммерческим учётом нефти.

автоматический масса нефть

Список использованных источников

1. ГОСТ 8.595−2004. Масса нефти и нефтепродуктов.

2. ГОСТ Р 8.615 Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.

3. МИ 2825−2003 ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

4. Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти от 31.03.2005 г.