Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Учет нефти на пункте приема-сдачи нефти

1. Назначение системы измерения количества и показателей качества нефти (СИКН)

Узлы учета нефти (УУН) служат для коммерческого и оперативного учета нефти и нефтепродуктов, перекачиваемых по магистральным нефтепроводам и продуктопроводам.

Для реализации методов определения массы нефти и нефтепродуктов, с целью эффективной эксплуатации и рационального обслуживания средств, используемых при учете нефти и нефтепродуктов, их объединяют в единые технологические узлы или пункты-узлы учета нефти (нефтепродуктов); пункты учета нефти (ПУН). В зависимости от назначения узлов учета существует несколько вариантов их компоновки. Наиболее простой вариант - с одной измерительной линией и без резервирования - используется для оперативного учета нефти, но этот вариант в последнее время находит все меньшее применение. На приемо-сдаточных пунктах (ПСП) промыслов в настоящее время для оперативного учета нефти все большее применение находит компоновка узлов, состоящая из двух измерительных линий: рабочей и резервной. Наряду с развитием и разработкой различных конструкций самих счетчиков в настоящее время большое внимание уделяется самой организации учета нефти и нефтепродуктов. С этой целью в состав узлов учета входит различное оборудование и средства измерения: запорная арматура, фильтры, струевыпрямители, датчики температуры, давления, плотности, содержания влаги, а также может входить и трубопоршневая установка (ТПУ) для поверки счетчиков. С внедрением средств автоматики, телемеханики, средств вычислительной техники с учетом взаимозаменяемости различных методов определения массы нефти и нефтепродуктов, обеспечивающих надежность и достоверность учетной информации, узлы учета превратились в современные системы измерения количества и качества нефти и нефтепродуктов [1].

Поскольку на УУН производится не только учет количества, но и качественных показателей, то они стали называется системами измерения количества и показателей качества нефти (СИКН).

СИКН представляет собой стационарное блочное или блочно-модульное устройство, состоящее из следующих функциональных блоков:

- блока фильтров (БФ);

- блока измерительных линий (БИЛ);

- блока измерения качества (БИК);

- блока обработки информации (СОИ);

- блока поверочной установки (ТПУ).

СИКН предназначена для определения количества и показателей качества нефти, с погрешностью не превышающей ± 0,25% по массе брутто, поставляемой ОАО АНК «Башнефть» на приемо-сдаточный пункт нефти ППСН «Калтасы» для сдачи Арланскому нефтепроводному управлению ОАО «Уралсибнефтепровод».

Подготовка товарной нефти осуществляется на НСП «Красный Холм», НСП «Шушнур», НСП «Кереметово».

Для определения количества товарная нефть поступает на СИКН (рисунок 1.1) и последовательно проходит через:

- задвижку ЗД5, электроприводные краны шаровые КШ35-КШ39 на блок фильтров Ф1-Ф5;

- струевыпрямители С1-С5;

- преобразователи расхода ТПР1-ТПР5;

- преобразователи давления РР и термометры TI;

- регуляторы расхода РР1-РР5;

- на выходной коллектор через КШ46-КШ50;

- индикатор фазового состояния (ИФС);

- узел регулирования давления РД с ЗД7-ЗД8 и ЗД6 на байпасной линии.

Для определения показателей качества нефть через пробозаборное устройство щелевого типа, выполненное в соответствии с ГОСТ 2517-85, по трубопроводу поступает в блок измерения качества (БИК).

Опорожнение СИКН и сбор протечек осуществляется в подземные емкости Е-3 (неучтеной нефти) и Е-2 (учтеной нефти). Подземная емкость Е-3 снабжена электропогружным насосом для откачки нефти на узел №1 поступления ППСН «Калтасы». Откачка нефти из Е-2 производится в автоцистерны для дальнейшей перевозки на ЛПДС «Калтасы» Арланского НУ.

Представители ППСН 1 раз в 3 месяца согласно графику проводят проверку срабатывания установленной защиты на отключение насосных агрегатов ППСН «Калтасы» и закрытие секущей задвижки на узле подключения в ЛПДС «Калтасы» [2].

В состав СИКН входят рабочие измерительные линии ИЛ 2, 3, 4, резервная ИЛ 5, контрольно-резервная линия ИЛ 1.

Количество работающих измерительных линий и режим работы СИКН зависит от объема перекачки товарной нефти.

Перекачка нефти через СИКН возможна по всем измерительным линиям, а также возможна перекачка нефти по ИЛ в любом количественном сочетании друг с другом.

Технологическая схема СИКН обеспечивает:

- автоматическое измерение количества нефти в единицах объема и массы;

- автоматическое измерение плотности, влагосодержания, вязкости, давления и температуры нефти;

- автоматическое измерение перепада давления на фильтрах;

- автоматический контроль наличия свободного газа;

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- автоматическое регулирование расхода по измерительным линиям;

- автоматическое регулирование давления в выходном коллекторе СИКН;

- контроль уровня в дренажных емкостях;

- поверку рабочих и контрольного турбинных преобразователей расхода ПР по стационарной передвижной поверочной установке ПУ [3].

2. Состав и структурная схема СИКН

Структурная схема СИКН, приведенная в рисунке, отражает состав средств измерений, их соединение в единую информационно-измерительную систему и состоит из следующих функциональных блоков.

Структурная схема системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН)

Блок измерительных линий (БИЛ) состоит:

- БИЛ 1 - измерительные линии 4 - рабочая, 5 - резервная;

- БИЛ 2 - измерительные линии 2,3 - рабочие;

- БИЛ 3 - измерительная линия 1 - резервно-контрольная.

Каждая измерительная линия состоит:

- из электроприводных кранов шаровых КШ (Ду 150, Ру 4.0 МПа) - запорных устройств, позволяющих при необходимости отсекать каждую ИЛ, переключать рабочие ИЛ и резервную ИЛ на контрольную для сличения показаний и переключать рабочие, резервные и контрольную ИЛ для поверки по стационарной или передвижной ПУ;

- фильтра Ф (МИГ-ФБ-150-4,0, Ду 150. Ру 4.0 МПа - сетчатого (ячейки 4 мм)) с быстросъемной крышкой, предназначенного для защиты оборудования СИКН от твердых механических примесей. Для контроля загрязненности фильтра устанавливается преобразователь перепада давления Метран-100-Ех-ДД;

- струевыпрямительной секции С (фирмы «Smith-meter Inc.», ANSI 300), которые оптимизируют эксплуатационные характеристики ТПР путем устранения завихрений жидкости и деформации профиля скорости потока, вызванных работой запорной арматуры, фильтра и другими конфигурациями труб;

- турбинного преобразователя расхода ТПР (серии MVTM фирмы «Smith-meter Inc.», Ру 5,1 МПа);

- выходного участка (Ду 150, Ру 4,0 МПа), для дальнейшего выравнивания потока, снабженного преобразователями давления и температуры, термометром и манометром;

- электроприводного шарового крана - регулятора расхода РР (Ду 150, Ру 4,0 МПа), который необходим для равномерного распределения потока нефти по одновременно работающим измерительным линиям.

Измерительные линии комплектуются шаровыми кранами для слива нефти в систему дренажа.

На выходном коллекторе СИКН установлены: преобразователь температуры, ртутный термометр, преобразователь давления, манометр для точных измерений, датчик наличия свободного газа, ИФС (индикатор фазового состояния).

Блок измерения параметров качества (БИК) установлен в утепленном блок-боксе. БИК предназначен для формирования и выдачи информации по плотности, вязкости, влажности, давлению и температуре перекачиваемой нефти, а также ручного и автоматического отбора пробы по ГОСТ 2517. Входной нефтепровод БИК подсоединяется к пробозаборному устройству ПЗУ, находящемуся на выходном коллекторе СИКН. Нефть через пробозаборное устройство поступает на прием электронасосов, далее через автоматические пробоотборники, ручной пробоотборник, плотномеры, влагомеры, вискозиметр, счетчик нефти турбинный и регулятор расхода нефть поступает в выходной коллектор СИКН через КШ [4].

Блок измерения показателей качества нефти БИК выполнен по схеме подачи нефти циркуляционными насосами, с отбором нефти до регулятора давления и сбросом после регулятора давления.

В БИК установлено следующее оборудование:

- электронасос;

- автоматический пробоотборник;

- два преобразователя плотности;

- вискозиметр;

- два влагомера;

- преобразователь давления;

- преобразователь температуры, в комплекте с термокарманом;

- манометр;

- стеклянный ртутный термометр, в комплекте с термокарманом;

- счетчик нефти турбинный;

- регулятор расхода;

- узел подключения эталонного плотномера и пикнометрической установки;

- закрытая дренажная система с комплектом дренажных и «воздушных» шаровых кранов;

- запорная арматура: шаровые краны.

Стационарная трубопоршневая поверочная установка (ТПУ) на 650 м³/час ANSI 300 фирмы «Smith-meter Inc.» предназначена для поверки, контроля метрологических характеристик преобразователей расхода.

На входе ПУ расположено следующее оборудование:

- преобразователи температуры (модели 644Н K5L1Q4 фирмы «Emerson Process Management»);

- термометр ртутный стеклянный (ТЛ4) - для измерения температуры;

- преобразователи давления PT (модели 3051 TG-3-А-2B-2-1-A-S5-B4-K5-T1-Q4 фирмы «Emerson Process Management»), манометр для точных измерений (МТИ);

- задвижки ЗД1, ЗД2 (Ду-200 мм, Ру - 4,0 МПа), шаровой кран КШ 52 (Ду-200 мм, Ру - 4,0 МПа) с контролем протечек.

Узел регулирования давления предназначен для поддержания давления на выходе СИКН и установлен на выходном коллекторе СИКН. Конструктивно состоит из следующего оборудования:

- двухкомпонентный шаровой кран с электроприводом AUMA SA EexedIICT4 (Ду-200 мм, Ру - 4,0 МПа) - регулятор давления;

- задвижки с ручным приводом ЗД6, ЗД7, ЗД8 (Ду-200 мм, Ру - 4,0 МПа) - запорная арматуры, КШ 22 - дренажный кран;

Байпасная линия СИКН предназначена для сдачи нефти по резервной схеме, минуя СИКН и состоит из следующего оборудования:

- кран шаровой КШ57 (Ду-200 мм, Ру - 4,0 МПа), задвижка ЗД57 (Ду-200 мм, Ру - 4,0 МПа) - запорная арматура, кран шаровой КШ21, дренажный кран, кран К57 - воздушный вентиль;

Дренажные подземные емкости предназначены для дренажа учтеной (Е-2) и неучтеной (Е-3) нефти. Для учета нефти на емкостях Е-2, Е-3 имеются действующие градуировочные таблицы, утвержденные ФГУ ЦСМ.

На емкости учтенной нефти Е-2 установлены:

- уровнемер У1500; L = 4 м;

- сигнализатор ПМП-05;

- замерный люк;

- линия поступления дренажа учтенной нефти;

- коллектор для подключения автоцистерны;

На емкости неучтенной нефти Е-3 установлено следующее оборудовании:

- погружной насосный агрегат 12НА9Ч4 с выкидным коллектором;

- уровнемер У1500; L = 4 м;

- сигнализатор ПМП-052.

нефть продуктопровод магистральный

3. Характеристика поступающей и сдаваемой продукции

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, обычно темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. В состав нефти входят, в основном, углеводороды следующих четырех групп: парафиновые, олеиновые, нафтеновые и ароматические. Кислород, азот, сера содержатся в виде кислородных, азотистых и сернистых соединений. Относительное содержание групп углеводородов во фракциях нефти весьма различно. Преобладание той или другой группы углеводородов придает нефти различные свойства, что неизбежно сказывается на методах ее переработки.

На ППСН приходит нефть 3 класса, 3 типа, 1 группы, 1 вида (для поставки потребителю в России) согласно ГОСТ Р 51858-2002. Сдаваемая продукция - товарная нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» [5].

Согласно техническим условиям ОАО «АК «Транснефть» рабочее давление в точке подключения к магистральному нефтепроводу - 1,0 МПа, величина вязкости сдаваемой нефти - не более 40 сСт.

Технологический режим перекачки нефти через СИКН:

рабочий расход суммарный, м³/ч 625-1250;

температура нефти, ^оС 15 - 35;

рабочее давление, МПа 0,5;

режим работы периодический;

плотность нефти, кг/м³ 877-895;

вязкость нефти, сСт, не более 40;

концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более 100;

массовая доля воды, % , не более 0,5;

давление насыщенных паров, кПа, не более 66,7.

Размещено на Allbest.ru

Размещено на Allbest.ru