Средства для безрезервуарного товарного учета нефти и нефтепродуктов

В последнее десятилетие в нефтяной промышленности, на НПЗ, магистральных трубопроводах и нефтебазах при товарно-коммерческих операциях по сдаче-приемке нефти и нефтепродуктов широкое применение получил безрезервуарный учет жидкости на потоке с использованием автоматизированных ИИС (узлов учета нефти и нефтепродуктов).

Переход на безрезервуарный учет нефти и нефтепродуктов позволяет:

· отказаться от некоторых контрольно-измерительных приборов на резервуарах;

· автоматизировать коммерческий учет нефтяной продукции; обеспечить оперативность получения достоверной информации;

· повысить точность измерения расхода жидкости;

· уменьшить потери легких фракций;

· сократить обслуживающий персонал.

В состав узлов учета нефти входят следующие основные элементы:

ü рабочие и резервные (не менее 30% от числа рабочих) измерительные линии, соединенные параллельно, и одна контрольная измерительная линия с необходимыми средствами измерений, вспомогательным оборудованием и арматурой;

ü блок контроля качества нефти;

ü вторичные блоки (приборы) для обработки, хранения, индикации и передачи результатов измерений;

ü стационарная турбопоршневая установка (ТПУ) или отводы для присоединения передвижной ТПУ.

Каждая измерительная линия оснащается турбинным преобразователем расхода (ТПР), фильтром и прямыми участками. На каждой измерительной линии устанавливаются:

ü манометр класса точности 1,0 после фильтра или датчик перепада давления на фильтре;

ü карман для установки ручного термометра с ценой деления 0,1°С, используемый при поверке ТПР, на расстоянии не менее 5 диаметров после ТПР;

ü устройства отбора давления до и после ТПР для подключения переносного дифманометра для измерения перепада давления.

Устройства отбора давления выполняются таким образом, чтобы не влиять на показания ТПР, для этого диаметр отверстий в трубопроводе, через которые отбирается давление, должен быть не более 2¸3 мм; патрубок для установки прибора (индикатора) для определения наличия свободного газа на выходе из измерительной линии на расстоянии не менее 5 диаметров после ТПР. Установка данного прибора предусматривается в том случае, если не исключена полностью возможность выделения газов (паров) из нефти. Тип ТПР и диапазон расходов для них выбираются с учетом метрологических характеристик, вязкости нефти и ее изменения в процессе работы. В случае изменения вязкости нефти в процессе работы желательно применять ТПР с коррекцией показаний по вязкости («Смит», «Роквел», «Ротоквант»), при стабильной вязкости – без коррекции («Турбоквант», «Норд», «Метр-Флоу»).

Согласно исследованиям, проверенным Октябрьским филиалом ВНИИКа-нефтегаза, погрешность показаний ТПР фирмы «Смит», оборудованных устройствами компенсации вязкости перекачиваемой жидкости, составляет 0,33% в диапазоне изменения вязкости
(10¸50)×10^-6­ м²/с. Погрешность измерений, проводимых при помощи ТПР, не имеющих устройств компенсации вязкости, может достигнуть 1,2% при изменении вязкости на каждые 10×10^-6 м²/с. Установлены пределы колебания вязкости, при которых не требуется вводить поправку в показания ТПР для различных видов расходомеров: «Турбоквант» ± 3×10^-6 м²/с; «Норд» ± 5×10^-6 м²/с; «Смит» и «Ротоквант» ± 10×10^-6 м²/с.

В соответствии с правилами эксплуатации ТПР поправка в показания расходомеров вводится при колебаниях вязкости более чем на ± 10×10^-6 м²/с.

Поправочный коэффициент учитывает влияние физико-химических свойств перекачиваемой среды (вязкость, газонасыщенность, степень обводнённости).

В нефтяной промышленности эксплуатируется несколько сотен узлов учета нефти, оборудованных ТПР. На момент поверки относительная погрешность ТПР может достигать 0,25% по объему перекачиваемой нефти.

На магистральных нефтепроводах специальные узлы учета оборудуются между поставщиком и получателем нефти.

Узел учета, как правило, включает счетчики (рабочие, резервные, контрольный), струевыпрямители, фильтры, пробоотборное устройство, манометры, термометры, влагомер, плотномер, задвижки и вентили. Все счетчики, устанавливаемые на одном узле учета – рабочие, резервные и контрольные должны быть одинаковой производительности.

При выборе счетчиков и вспомогательного оборудования для узла учета необходимо учитывать:

· свойства перекачиваемой нефти;

· диапазон производительности;

· диапазон рабочего давления и максимально допустимую потерю давления на счетчике при его работе с максимальной предполагаемой скоростью потока;

· температурной диапазон, в пределах которого будет работать счетчик, и возможность применения автоматических температурных компенсаторов;

· характер места монтажа для узла учета установки счетчика;

· количество и размер абразивных и коррозионных примесей, которые могут переноситься в потоке жидкости; потребность в электроэнергии для работы вторичных приборов;

· предполагаемые методы поверки счетчиков и технического обслуживания узла учета.

На нефтепроводном транспорте повсеместное распространение получила простейшая коллекторная схема узлов учета нефти, что объясняется большим диаметром (до 1220 мм) используемых трубопроводов. Число измерительных линий на узле учета может достигать 10. Существуют технологические схемы узлов учета с попутным и встречным течением жидкости во входном и выходном коллекторах.

Опыт эксплуатации, экспериментальные и теоретические исследования последних лег показали, что наиболее рациональным решением вопроса по организации учета товарной нефти является автоматизация процесса измерения расхода нефти с помощью счетчиков отечественного или зарубежного производства, таких как «Роквелл» (Rocwell) серии М, «Мерлаб» (Merlab), «Турбоквант» (Turboqvant), «Вольтман» (Woltman), «Метер флоу»(Meterflow Ltd) «Ротоквант», «Норд», ТРН, «Смит» и др. Обладая существенными преимуществами перед другими измерителями, турбинные счетчики имеют и недостатки, снижающие их метрологические характеристики.

Основными факторами, наиболее существенно влияющими на точность измерения счетчиков, являются колебания вязкости измеряемой среды, расхода, температуры, давления, а также наличие в нефти растворенного газа.

Диаметр проходного сечения встраиваемого в трубопровод турбинного расходомера может быть от 6 до 500 мм. Расходомеры этого типа обычно непригодны для измерения очень загрязненных коррозионно-активных или очень вязких жидкостей. Встраиваемые трубопровод турбинные расходомеры представляют собой небольшой турбинный узел, смонтированный на штоке.

В системе Госкомнефтепродукта эксплуатируются турбинные расходомеры типа «Турбоквант» фирмы ММГ-АМ (ВНР).

К эксплуатационным недостаткам объёмных и турбинных расходомеров, в основу которых положен тахометрический способ подсчета количества, жидкости, является недостаточная надежность вследствие наличия подвижных измерительных элементов и трущихся опор. Наличие тела, помещаемого в лоток и создающего сопротивление движению потока, необходимость установки фильтров перед первичным преобразователем, потери давления на счетчике, а также необходимость частого ремонта и замены вращающихся подвижных частей. Поэтому все большее внимание стало уделяться разработке расходомеров новых конструкций, оснащаемых эффективными электронными устройствами считывания и обработки сигналов на выходе расходомера.

Казанским филиалом ВНИИФТРИ разработан образцовый ультразвуковой расходомер типа СУ-30 для трубопроводов диаметром 150 и 200 мм с погрешностью до 0,2% для нефти воды и нефтепродуктов.

Специальным конструкторским бюро Транснефтеавтоматика системы Госкомнефтепродукта разработан ультразвуковой счетчик нефтепродуктов СКУ-200, предназначенный для измерения объема светлых нефтепродуктов при наливе их в танкеры. В СКБ проведены исследования новых методов непрерывного измерения расхода нефти и нефтепродуктов, перекачиваемых по магистральным трубопроводам. В результате установлено, что для условий работы магистральных трубопроводов большого диаметра ультразвуковой метод измерения расхода нефтепродуктов, основанный на использовании эффекта смещения ультразвуковых колебаний потоком контролируемой среды, является предпочтительным.

В настоящее время в СКБ Транснефтеавтоматика разработан ультразвуковой счетчик нефтепродуктов, предназначенный для учета светлых нефтепродуктов, перекачиваемых по трубопроводам, при операциях слива-налива в большие транспортные емкости. В основу схема счетчика положен частично-временный принцип измерения расхода жидкости. Указанная схема по сравнению с известными схемами позволяет получить более высокую разностную частоту при таком же расходе жидкости. На трубопроводе закреплены пьезопреобразователи, к которым присоединены генераторы импульсов. Для проверки счетчиков жидкости в СКБ была использована турбопоршневая установка УТ-1.

В ЦНиЛ Госкомнефтепродукта разработано информационно-измерительное устройство учета массы ИУМ-1, которое решает:

· Информационные задачи: измерение объемного количества нефтепродукта на потоке V; измерение и индикация их фактической плотности ρ; вычисления массы нефтепродукта и ее индикация; суммирование значений массы нефтепродукта за определенное количество циклов отпуска; регистрация значения массы на цифропечатающем устройстве (ЦПУ); сигнализация о ходе технологического процесса (ТП).

· Задачи управления ТП: ввод количественной характеристики ТП – установка дозы в единицах массы; подача сигналов на начало ТП; подача сигнала на окончание ТП после отпуска дозы; подача сигнала на аварийное прекращение ТП.

Система КОР-МАС

На объектах отрасли нашел широкое применение пункт учета нефти (ПУН) типа КОР-МАС (ВНР) – система, служащая для измерения объема, плотности и влагосодержания нефти, протекающей по нефтепроводу, и расчета массы брутто и нетто. ПУН состоит из трубной обвязки, измерительных датчиков, электронного блока обработки сигналов, табличного регистратора и блоков согласования с системой телемеханики.

ПУН изготавливается из трёх частей: технологической, приборной и вторичной аппаратуры, кабелей. Технологическая часть состоит из трёх измерительных линий: рабочей, резервной и контрольной. Каждая линия, в свою очередь, содержит фильтр, струевыпрямитель, турбинный расходомер типа «Турбоквант», запорную арматуру, манометры и термометр.

ПУН монтируется на жесткой раме, выполненной в виде салазок, что позволяет производить перемещение пункта на небольшие расстояния волоком, а также облегчает подготовку основания, т.к. в большинстве случаев специального фундамента не требуется. Жидкость подаётся в измерительную линию через входной коллектор и выводится через выходной коллектор в трубопровод. Измерительные линии присоединяются к коллекторам с помощью вертикально смонтированных задвижек. Для облегчения обслуживания узлов на салазках смонтированы площадки обслуживания и переходные трапы. Определение качественных параметров нефти, необходимых для проведения расчётов, облегчается датчиками, установленными в выходном коллекторе ПУН и объединенными в блок качества. Его назначение – отбор средней пробы нефти. Встроенные в блок измерительные приборы измеряют плотность протекающей среды и содержание воды. Электронные блоки обработки сигналов подключаются к датчикам с помощью кабелей. Причем первичная аппаратура может находиться от вторичной на расстоянии до 1 км, вторичная электроника ПУН предназначена для обслуживания приема и обработки сигналов, поступающих от турбинных расходомеров и дистанционных датчиков. А также отображения значений измеряемых и рассчитываемых параметров на аналоговых и цифровых индикаторах.