Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН УПН "Уса-тяжелая нефть" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН У ПН «Уса -тяжелая нефть» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти, прямым методом динамических измерений, в диапазоне расхода от 139,0 до 404,0 т/ч.

СИКН применяется для автоматизированного коммерческого учета товарной высоковязкой нефти на выходе У ПН «Уса - тяжелая нефть».

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - РМ).

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлена непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её компонентов.

СИКН состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion ELITE с сенсором модели CMF400 и вторичным преобразователем модели 2700 (№ 13425-06);

- преобразователь давления фирмы «Emerson Process Management» модели 3051TG (№ 14061-04);

- преобразователь давления фирмы ЗАО ПГ «Метран» модели «Метран-43-Ех» (№ 19763-05);

- преобразователь температуры фирмы «Emerson Process Management» модели 3144 с сенсором (№ 14683-04);

- преобразователь плотности жидкости измерительный Solartron модели 7835 (№ 15644-06);

- преобразователь влагосодержания поточный модели LU3R фирмы «Phase Dynamic» (№ 25603);

- преобразователь массового расхода Micro Motion ELITE с сенсором модели R200 и вторичным преобразователем модели IFT 9703 (№ 13425-06);

- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная «Прувер 16” х 24” х 8” ANSI Class 300» тип M-S1857-002 фирмы «FMC Smith Meter» (12888-04);

- измерительно-вычислительный контроллер «OMNI-бООО» производства «Omni Flow Computers» (№ 15066).

Состав и технологическая схема СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти по каждой ИЛ и СИКН в целом;

- определение массы нетто нефти, прошедшей через СИКН, с учетом данных лабораторного анализа, вносимых персоналом УПН с рабочего места оператора;

- автоматическое измерение плотности нефти;

- автоматическое измерение давления рабочей среды в БИЛ, БИК, ТПУ и на выходе СИКН;

- автоматическое измерение температуры рабочей среды в БИЛ, БИК, ТПУ;

- автоматическое измерение перепада давления на фильтрах;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;

- определение массовой доли воды в нефти с учетом данных лабораторного анализа, вносимых персоналом УПН с рабочего места оператора;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти как пропорционально времени откачки так и пропорционально массе откачиваемой нефти;

- ручной отбор точечной пробы нефти;

- автоматизированное и ручное регулирование расхода нефти через БИК для обеспечения заданного соотношения расходов нефти в трубопроводе в месте отбора и в байпасном трубопроводе БИК;

- автоматизированное и ручное управление ИЛ (включение в работу, перекрытие ИЛ, переключение потока с рабочей ИЛ на контрольно-резервную и обратно, регулирование расхода через ИЛ);

- автоматизированное и ручное регулирование расхода нефти через ТПУ при проведении поверки или КМХ массовых ПР по ТПУ;

- автоматизированное проведение КМХ рабочего массомера по контрольному мас-сомеру или по стационарной ТПУ без нарушения функции учета нефти;

- автоматизированное проведение КМХ контрольного массомера по стационарной ТПУ без нарушения функции учета нефти;

- автоматизированное проведение поверки рабочего и резервно-контрольного мас-сомеров по стационарной ТПУ без нарушения функции учета нефти;

- неавтоматизированное проведение КМХ и поверки рабочего и контрольного мас-сомеров по передвижной ПУ без нарушения функции учета нефти;

- неавтоматизированное проведение поверки стационарной ТПУ по передвижной ПУ без нарушения функции учета нефти;

- ручной (неавтоматический) контроль герметичности запорной арматуры, негерметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверке и КМХ массомеров.

Технические характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности СИКН при измерении массы нефти, % Количество измерительных линий, шт Диапазон измерений объемного расхода нефти, м3/ч

±0,25;

2 (1 рабочая, 1 резервно-контрольная);

от 150 до 420;

от 139 до 404;

от 0,2 до 2,5; непрерывный; нефть товарная; +55 до +85;

2

Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч Рабочий диапазон давления, МПа

Режим работы СИКН

Рабочая среда

Рабочий диапазон температур, °C

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3                                от 860 до 964;

Рабочий диапазон вязкости нефти, сСт                                     от 20 до 118;

Массовая доля воды, %, не более

Массовая доля механических примесей, %, не бо

лее

Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

Давление насыщенных паров нефти, мм.рт.ст., не

более

Содержание свободного газа, %                                        не допускается

Условия эксплуатации:

Габаритные размеры и масса указаны в эксплуатационной документации на компоненты СИКН.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на табличке, расположенной на корпусе СИКН и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом в соответствии с ПР 50.2.009-94.

Комплектность

Комплектность СИКН указана в таблице 1:

Таблица 1

Поверка

Поверку СИКН проводят в соответствии с документом «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН У ПН «Уса - тяжелая нефть». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в сентябре 2009 г.

В состав основного поверочного оборудования входят:

1) Установка стационарная трубопоршневая поверочная «Прувер 16” х 24” х 8” ANSI Class 300» тип M-S1857-002 фирмы «FMC Smith Meter» с диапазоном измерений

1) от 55 до 550 м3/ч и пределом допускаемой относительной погрешности: не более ±0,1 % с преобразователем плотности жидкости модели 7835 фирмы «Solartron Mobrey Limited» и диапазоном измерений плотности нефти 700-1000 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,30 кг/м3.

Межповерочный интервал -1 год.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2002 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» с изменением № 1.

Приказ Минпромэнерго России от 31 марта № 69 о введение в действие документа: «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти» взамен РД 153-39.4-042-99.

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти УПН «Уса - тяжелая нефть» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.