коммерческий узел учета нефти
Узел учета нефти
 |
Коммерческий УУН
В оперативном учете необходимо знать массу нетто нефти. Для этого и существуют коммерческие узлы учета нефти и нефтепродуктов. В результате их применения помимо значения нетто, определяется еще ряд качественных и технологических параметров. Потом результаты измерений, которые выдает «узел учета расхода нефти», регистрируются и отображаются в соответствующей документации.
Уточним, что нефть, подготовленная к продаже, имеет светло-коричневый либо тёмно-бурый (практически чёрный) цвет. Хотя существуют и образцы нефти насыщенного зеленого оттенка.
Товарная нефть состоит из пластовой нефти после работ по ее промысловой подготовке. Иными словами, в конечном продукте нет растворенного газа, который есть в сырой нефти.
Система измерения количества нефти
Что предполагает «система измерения количества нефти»? Во-первых, массовые счетчики. Они одновременно определяют массу нефти, ее температуру, объем и плотность. На этом этапе измеряются качественные характеристики нефти на потоке, возможно, отобрать пробы для автоматического либо лабораторного анализа.
Дело в том, что в лабораторных условиях отследить скачкообразное изменение свойств нефти не представляется возможным. А УУН позволит сделать это моментально. Вообще, чтобы построить качественную систему для оперативного отслеживания изменений и точного определения качества сырья нужно применять методы и лабораторного, и автоматического анализирования.
Во-вторых, система измерения количества нефти предполагает интеллектуальные датчики температуры, избыточного давления, а также термометры и манометры.
В-третьих, потребуются сетчатые фильтры, шаровые краны и вычислители расхода. А также оборудование АРМ оператора и заказ специальной программы. Последнее позволит наблюдать по экрану компьютера за состоянием технологичных объектов и сопутствующего оборудования. Наряду с этим, АРМ предполагает возможность дистанционного управления всем оборудованием. Для этого понадобится промышленный компьютер, сервер, а также источник бесперебойной подачи энергии.
Система измерения количества нефти СИКН
Бренд: АО «ИПФ „СибНА“
Узел учета нефти (СИКН ) представляет собой целый комплекс измерительных приборов и специального оборудования, которое предназначено для измерения физических и химических параметров нефтяной смеси. С помощью данного узла проводятся измерения массового расхода, давления и температуры природного материала.
СИКН предназначены для измерения количества и качества нефти и нефтепродуктов (ШФЛУ, стабильный конденсат, нефть товарная и сырая) при коммерческом и оперативном учете. Технологическая часть в составе: блока фильтров, блока измерительных линий и блока контроля качества изготавливается в АО ИПФ «Сибнефтеавтоматика» в блочно-модульном исполнении. Каждый блок выполняется в железнодорожных габаритах на рамных основаниях. СИКН выполняется как открытого исполнения (на рамах), так и в отапливаемых блок-боксах.
Конструкция узлов учета нефти
Современный узел учета расхода нефти чаще всего устанавливается на открытом пространстве или в отдельном помещении. Все оборудование монтируется на отдельных железобетонных платформах, которые оборудованы крепежными элементами и закладными деталями.
Стационарная система измерения количества нефти обладает следующими механизмами:
Комплексный коммерческий узел учета расхода нефти соответствует всем государственным техническим требованиям, а также имеет встроенную защиту окружающей среды. Общая конструкция СИКН обладает высокой устойчивостью к негативным воздействиям, повышенным температурным режимам и механическим повреждениям. В зависимости от климатических условий местности система измерения количества нефти может быть изготовлена по открытому типу или в специальном защитном боксе.
Функции СИКН
Универсальная система измерения количества нефти в Тюмени предназначена для полного контроля расхода нефти, слежения за ее температурой, давлением и общим физико-химическим состоянием. Данные станции необходимы для создания специальных коммерческих и оперативных учетов на различных производственных предприятиях.
Основные функции СИКН:
Отдельный коммерческий узел учета нефти может быть смонтирован на любом типе промышленного объекта с учетом особенностей его конструкции.
СИКН состоит из технологической части и аппаратуры сбора и обработки информации. СИКН выполняются как на базе турбинных, так и на базе массовых датчиков расхода, в соответствии с руководящими документами по учету нефти «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», МИ 2825-2003 и МИ 2693-2001, в комплектации, определяемой Заказчиком, на основе технологии откачки конкретного объекта.
В качестве СОИ (Системы обработки информации) применяются измерительные комплексы, сертифицированные и внесенные в Государственный Реестр Системы Сертификации средств измерений.
Технологическая часть (в составе блока фильтров, блока измерительных линий и блока контроля качества) изготавливается в АО ИПФ «Сибнефтеавтоматика» в блочно-модульном исполнении. Каждый блок выполняется в железнодорожных габаритах на рамных основаниях.
СИКН выполняется как открытого исполнения (на рамах), так и в отапливаемых блок-боксах. На площадке заказчика блоки собираются между собой согласно технологической схеме. Единой является и дренажная система. Силовая и контрольная кабельная разводки внутри блоков монтируется на заводе и выводятся на взрывозащищенные клеммные коробки. Внутри блок-боксов устанавливаются сигнализаторы загазованности и пожара, взрывозащищенные электроотопители, осветительная арматура и вентилятор.
Нефть сырая и товарная, стабильный конденсат, ШФЛУ.
Система измерения качества нефти СИКН
Компания «Системы нефть и газ» является одним из признанных лидеров в области коммерческого учета жидких и газообразных углеводородов. Специалисты нашей метрологической службы имеют большой опыт научной и практической работы в области метрологии, разработки новейших средств измерений, эталонных испытательных стендов, законодательных нормативных документов по метрологии и достаточно часто привлекаются в качестве экспертов при разработке отраслевых стандартов и нормативных документов. Наша производственная база оснащена современными лабораториями для проведения калибровки и поверки средств измерений, используемых как в наших проектах, так и в проектах других производителей.
СИКН и СИКНП: основные функции
СИКН (система измерений количества и показателей качества нефти) и СИКНП (система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов) обеспечивают:
СИКН и СИКНП представляют собой комплекс в заводской готовности, состоящий из следующих функциональных компонентов:
Технологический комплекс СИКН и СИКНП состоит из ряда блоков:
СИКН (система измерений количества и показателей качества нефти) применяется для автоматизированных измерений массы и определения качества природного сырья. Эти измерения проводятся для получения максимально точных сведений при проведении торгово-расчетных операций между поставщиком природного сырья и принимающей стороной. Учет обеспечивается как прямым, так и косвенным методом динамических измерений. К тому же эта система позволяет определить качественные показатели нефти при проведении учетно-расчетных операций приема и сдачи нефти, которые проводятся прямо на объектах добычи сырья.
Блок реализованные проекты
Заказчик: ОАО «Уралсибнефтепровод»
Системы измерений качества нефти Черкасского нефтепроводного управления (6 СИКН) и АСУТП для ПСП Уфимского НПЗ
Заказчик: ООО СМНП «Козьмино»
На нефтеналивном морском терминале
Заказчик: ООО «Нарьянмарнефтегаз»
Система измерений качества нефти 817 ЦПС «Южное-Хыльчую» (СИКН)
Заказчик: ООО «НОВАТЭК-Усть-Луга»
5 СИКНП Комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга
Заказчик: ООО «Газпромнефть Новый Порт»
Учет жидких углеводородов (СИКН) 3измерительные линии: 2 рабочие, 1 резервно-контрольная
Заказчик: ОАО «АК»Транснефть»
Заказчик: ООО «НОВАТЭК Усть-Луга»
Блок измерения количества и показателей качества нефтепродуктов
1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1 Настоящая рекомендация устанавливает основные положения о порядке проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях, заключающегося в количественном определении с нормированной погрешностью массы нетто сырой (неподготовленной) нефти методом прямых измерений с помощью массовых расходомеров и объемно-массовым динамическим методом косвенных измерений.
1.2 Рекомендация может быть использована предприятиями и организациями нефтяной отрасли при разработке и реализации технических заданий и проектов узлов учета сырой нефти (УУСН), методик выполнения измерений (МВИ) массы нетто сырой нефти, а также при организации внутрихозяйственного (оперативного) учета сырой нефти.
1.3 Рекомендацию применяют совместно с другими нормативными и методическими документами, распространяющимися на УУСН и МВИ.
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
2.1 При разработке рекомендации использованы следующие законодательные акты и нормативные документы:
Закон Российской Федерации «Об энергосбережении», 1996 г.
ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94). Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99). Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы
ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений
ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АРI ареометром
ПP 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений
ПP 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений
РД 153-39.4-042-99 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерении количества и показателей качества нефти
РД 39-5-649-81 Правила ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества нефти
РД 39-0147035-225-88 Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр
МИ 2482-98 ГСИ. Узлы учета сырой нефти коммерческие. Порядок определения суммарной погрешности
МИ 2153-2001 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях
МИ 2379-96 ГСИ. Давление насыщенных паров. Методика выполнения измерений
МИ 2575-2000 ГСИ. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений
МИ 2267-93 ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации
МИ 2415-97 ГСИ. Качество нефти. Нормируемые метрологические характеристики анализаторов и нормы погрешности измерений показателей
МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициентов объемного расширения и сжимаемости. Методы и программы расчета
ТУ 39-1435-89 Нефть для транспортирования потребителям. Технические условия
ТУ 39-1623-93 Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия
3 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
4 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
4.1 Настоящая рекомендация устанавливает требования к условиям обеспечения достоверности и заданной точности коммерческого учета массы нетто нефти по аттестованным в установленном порядке МВИ с применением УУСН, прошедших испытания с целью утверждения типа и внесенных в Государственный реестр средств измерений.
4.2 При подготовке к проведению коммерческого учета сырой нефти выполняют следующие условия:
4.2.1 При разработке МВИ массы нетто сырой нефти и проектировании УУСН учитывают условия измерений, влияющие на погрешность измерений массы нетто нефти.
4.2.2 Разработку ТЗ на УУСН осуществляют одновременно с разработкой ТЗ на МВИ массы нетто нефти.
4.2.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти на вновь разрабатываемые и проектируемые УУСН устанавливают на основе технико-экономического анализа.
4.2.4 К пробоотборной системе УУСН предъявляют дополнительные требования, изложенные в настоящей рекомендации.
4.2.5 Осуществляют авторский надзор за реализацией проектов УУСН со стороны разработчика.
4.2.6 Состав УУСН определяют выбранным методом измерений массы нетто нефти при разработке проектов новых УУСН или определяют по составу УУСН метод измерений массы нетто нефти при использовании серийных, а также реконструируемых и модернизируемых УУСН.
5 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ (РЕГИОНА НЕФТЕДОБЫЧИ)
Данный документ является неотъемлемой частью договора на подготовку, транспортировку и откачку товарной нефти.
5.2 Регламент (положение) устанавливает:
5.2.1 Метрологические службы предприятий, осуществляющих весь комплекс мер по определению массы нетто нефти и балласта, а также подготовленной товарной нефти; контроль за состоянием УУСН предприятий.
5.2.2 Порядок, перечень и формы документов, обеспечивающих:
а) ежесуточный учет массы нетто нефти по УУСН и предприятию в целом;
б) ежедекадный или ежемесячный баланс по массе нетто нефти предприятий;
г) определение дисбаланса по товарно-технологическому парку предприятия-приемщика нефти и распределение объемов сданной нефти между нефтедобывающими предприятиями с учетом переданных объемов нефти, дисбаланса, утечек сырой нефти из нефтепроводов предприятий, на балансе которых последние находятся, а также с учетом поправочных коэффициентов к массе нетто сданной нефти по каждому УУСН. Значение поправочного коэффициента к массе нетто сданной нефти по каждому УУСН определяют в зависимости от пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти УУСН, результатов проверок работы УУСН и других факторов, изложенных в регламенте (положении).
6 ВЫЧИСЛЕНИЕ МАССЫ НЕТТО НЕФТИ
6.1 Вычисление массы нетто нефти проводят по формулам (1) и (9).
6.2 При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода (турбинных, лопастных и др.) определяют объем сырой нефти в рабочих условиях, объемную долю воды в ней, коэффициенты, учитывающие влияние температуры, давления, растворенного и свободного газа, плотность обезвоженной дегазированной нефти, массовые доли хлористых солей и механических примесей в ней.
Вычисление массы нетто нефти проводят по формуле
6.2.1 Измерения объемной доли воды в сырой нефти проводят поточным автоматическим влагомером или лабораторным методом по аттестованным в установленном порядке МВИ.
Вычисление объемной доли воды в сырой нефти при измерениях лабораторным методом проводят по формуле
При измерениях содержания воды в нефти по ГОСТ 2477 пересчитывают полученный по результатам анализа объем воды в пробе на объем пластовой воды.
6.2.2 Коэффициент Kt определяют по формуле
6.2.3 Коэффициент Кр определяют по формуле
6.2.4 Коэффициент Ксг определяют по формуле
(5)
6.2.5 Коэффициент Крг определяют по формуле
(6)
(7)
Плотность растворенного и свободного газа в жидкости измеряют по аттестованной в установленном порядке МВИ путем отбора пробы сырой нефти на УУСН и последующего ее разгазирования в соответствии с РД 39-0147035-225;
6.2.7 Массовую долю механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти W п определяют по ГОСТ 6370.
6.2.8 Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Wxc определяют по формуле
(8)
6.3 При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером, а также при использовании метода прямых измерений с применением на УУСН массовых расходомеров массу нетто нефти вычисляют но формуле
6.3.1 При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером массу сырой нефти определяют по формуле
6.3.2 Массовую долю воды в сырой нефти вычисляют по формуле
(11)
Объемную долю воды в сырой нефти измеряют поточным влагомером в рабочих условиях или определяют лабораторным методом. Вычисление объемной доли воды в сырой нефти при измерениях лабораторным методом проводят по формуле (2).
6.3.3 Массовую долю свободного газа в сырой нефти вычисляют по формуле
(12)
6.3.4 Массовую долю растворенного газа в сырой нефти вычисляют по формуле
(13)
6.4. При использовании метода прямых измерений с применением массовых расходомеров массу сырой нефти определяют по данным суммирующего устройства (блока обработки информации).
7 ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
7.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода определяют по формуле
(14)
7.2 Погрешности измерений при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода.
7.2.1 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной допускаемой абсолютной погрешностью измерений объемной доли воды в сырой нефти, определяют по формуле
(15)
7.2.3 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений концентрации растворенною газа d рг с учетом МИ 2575, определяют по формуле:
(16)
(17)
7.2.4 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений температуры, определяют по формуле
7.2.5 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы не по нефти, обусловленной погрешностью измерений давления, определяют по формуле
d р = F ´ D Ри ´ 100. (19)
7.2.6 Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, принимают равными пределам допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей в ней и определяют по формуле
(20)
7.3 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером и при использовании метода прямых измерений с применением на УУСН массовых расходомеров определяют по формуле
(21)
7.3.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода, в комплексе с поточным плотномером определяют по формуле
(22)
7.3.2 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти при использовании прямого метода с применением массовых расходомеров принимают равными пределам их допускаемой относительной погрешности измерений.
7.3.3 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти определяют по формуле
(23)
7.3.4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти определяют по формуле
(24)
7.4 Дополнительные погрешности измерений
В процессе разработки МВИ и проектирования УУСН исключают возможное проявление ряда дополнительных систематических и случайных погрешностей измерений, для чего выполняют следующие условия:
7.4.1 При разработке МВИ плотности дегазированной обезвоженной нефти предусматривают стабильное состояние нефти, для чего в процессе подготовки к выполнению измерений плотности исключают неполное дегазирование нефти или чрезмерное удаление ее фракций.
7.4.2 Изменение значений объемных долей свободного и растворенного газа в сырой нефти между двумя периодическими измерениями, регламентированными МВИ массы нетто нефти, устанавливают в границах, не превышающих пределов допускаемой погрешности измерений указанных параметров.
7.4.3 При поверке массовых расходомеров УУСН с помощью прувера и эталонного плотномера среднюю скорость потока сырой нефти на входе пробозаборного зонда устанавливают равной средней скорости основного потока в месте отбора сырой нефти.
7.4.4 Пробоотборную систему УУСН аттестуют по утвержденной методике (например, по методике ГНМЦ ВНИИР), соответствующей следующим основным требованиям:
а) отбираемая пробоотборной системой на узел (блок) качества часть потока сырой нефти соответствует по составу основному потоку сырой нефти на УУСН;
б) минимальное число циклов срабатывания автоматического пробоотборника в течение суток устанавливают в зависимости от вида функции флюктуации объемной доли воды в сырой нефти на УУСН;
7.5 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти
7.5.1 Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти обосновывают на стадии разработки ТЗ на МВИ массы нетто нефти и на проект УУСН на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик средств измерений УУСН.
7.5.2 Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти на УУСН устанавливают в МВИ массы нетто нефти и в нормативных документах на МВИ на основе МИ 2482.
8 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ
8.1 Коммерческий учет сырой нефти проводят по аттестованной в установленном порядке МВИ массы нетто сырой нефти на автоматизированных узлах учета сырой нефти, имеющих сертификат об утверждении их типа (серийного или индивидуального образца) и принятых в эксплуатацию в установленном порядке. Примеры оформления технических заданий на проектирование УУСН и разработку МВИ массы нетто нефти приведены в приложениях 4 и 5. Paзpaбoтку конструкторской документации и проектов УУСН осуществляют на основе «Рекомендаций по проектированию узлов учета сырой нефти» (АО «Нефтеавтоматика»).
8.2 Средства измерений (СИ), входящие в состав УУСН, а также используемые для измерений параметров нефти согласно МВИ, имеют сертификат об утверждении их типа (или действующее свидетельство о метрологической аттестации) и прошли очередную поверку. Перечень СИ и оборудования для УУСН приведен в приложении 6. Периодичность поверки средств измерений соответствует межповерочным интервалам, установленным при утверждении типов СИ, РД 153-39.4-042.
8.3 Преобразователи расхода УУСН поверяют в соответствии с документами на методики поверки, утвержденными в установленном порядке, на месте эксплуатации с помощью эталонных СИ, технические характеристики которых соответствуют условиям поверки и измерений на УУСН.
8.4 Состав СИКН УУСН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящего в состав СИКН, соответствуют проекту или конструкторской документации (КД) на УУСН, разработанным на основании технического задания, настоящей рекомендации, рекомендаций по проектированию коммерческих УУСН. Рабочий проект на коммерческий УУСН подлежит метрологической экспертизе в ГНМЦ ВНИИР или в другом специализированном в данной области ГНМЦ Госстандарта России.
8.5 Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение УУСН несет его владелец. Взаимоотношения между сдающей и принимающей стропами, между владельцем УУСН и организацией, проводящей его обслуживание, определяют в договоре.
На основании КД, проекта на УУСН, инструкции по эксплуатации СИ и оборудования владелец УУСН разрабатывает и согласовывает с партнерами по поставке нефти «Инструкцию по эксплуатации УУСН» для конкретного УУСН, учитывающую условия эксплуатации и регламентирующую условия, изложенные в МВИ массы нетто сырой нефти.
8.6 Требования к погрешности СИ, применяемых на УУСН, приведены в таблице 1.
* Наименование СИ, входящих в состав СИКН УУСН