Buderus-trade.ru

Теплотехника Будерус
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Система измерения количества нефти СИКН

Система измерения количества нефти СИКН

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 предназначена 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:

  • Блок измерителей – содержит датчики контроля;
  • Блок качества – включает в себя автоматический заборный механизм для исследования нефти;
  • Проверочные системы;
  • Измерительно-вычислительные механизмы;
  • Дополнительное оборудование – запорная арматура, фильтры и прочее.

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 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:

  • получение всех сведений о нефти;
  • контроль расхода;
  • отслеживание состояния нефти;

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.

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»).

Читайте так же:
Как законно убрать счетчик

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 ­ м 2 /с. Погрешность измерений, проводимых при помощи ТПР, не имеющих устройств компенсации вязкости, может достигнуть 1,2% при изменении вязкости на каждые 10×10 -6 м 2 /с. Установлены пределы колебания вязкости, при которых не требуется вводить поправку в показания ТПР для различных видов расходомеров: «Турбоквант» ±3×10 -6 м 2 /с; «Норд» ±5×10 -6 м 2 /с; «Смит» и «Ротоквант» ±10×10 -6 м 2 /с.

В соответствии с правилами эксплуатации ТПР поправка в показания расходомеров вводится при колебаниях вязкости более чем на ±10×10 -6 м 2 /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 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.

Читайте так же:
Бесплатный счетчик статистики для сайта

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.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Расходомеры нефти и нефтепродуктов: порядок учета, госты

ИЗМЕРЕНИЯ НЕФТИ В СООТВЕТСТВИИ С ГОСТ. ПРАВИЛА УЧЕТА НЕФТИ.

Измерение количества нефти на всех этапах, от добычи из скважины до переработки и реализации конечному потребителю, требует применения оборудования, отвечающего законодательству о техническом регулировании и метрологическом обеспечении.

Применяемые методики измерений регламентируются ГОСТами и другими стандартами, разработанными государственной системой обеспечения единства измерений.

ЗАКОНОДАТЕЛЬНЫЕ ОСНОВЫ УЧЕТА НЕФТИ

ГОСТЫ учета нефти

Кроме того, порядок и правила учета нефти утверждены постановлением правительства № 451от 16 мая 2014 года «Об утверждении Правил учета нефти». В данном постановлении перечислены основные технологические процессы, в ходе которых необходимо осуществлять учет:

  • добыча;
  • подготовка и (или) транспортировка, переработка и (или) потребление нефти, принятой от третьего лица;
  • передача третьим лицам для подготовки и (или) транспортировки, переработки и (или) потребления;
  • производство широкой фракции легких углеводородов в процессе стабилизации;
  • использование для производства нефтепродуктов;
  • использование для производственно-технологических нужд и в качестве топлива;
  • определение остатков на объектах сбора и подготовки нефти на начало и конец отчетного периода, в том числе после проведения ремонтных работ на объектах сбора и подготовки или переработки;
  • определение потерь фактических за отчетный период.;

Учетные операции осуществляются на основе информации, полученной с применением контрольно-измерительных приборов по методикам измерений, отвечающим требованиям законодательства Российской Федерации об обеспечении единства измерений и о техническом регулировании.

Читайте так же:
Как изобрели счетчик гейгера

Для учета расхода массы сырой и товарной нефти компания «ЭМИС» разработала счетчики количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300» и кориолисовые расходомеры «ЭМИС»-МАСС 260». Их технические характеристики и преимущества мы рассмотрим в данной статье.

РАСХОДОМЕРЫ СЫРОЙ И ТОВАРНОЙ НЕФТИ

Для измерения массы нефтегазоводяной смеси с высоким содержанием растворенного газа и механических примесей вне АГЗУ рекомендуется применять счетчик количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300». Данный прибор преимущественно устанавливают на промысловых скважинах для осуществления первичного оперативного учета.

ЭМИС-МЕРА 300

Учет сырой нефти и нефтегазоводяной смеси счетчиком количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300» осуществляется в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Особенности и преимущества:

  • Прямое измерение массы сырой нефти;
  • Возможность измерения массового расхода жидкостей с максимальным допустимым содержанием объемной доли свободного газа до 95%;
  • Исполнение с электрообогревом для эксплуатации на высоковязких жидкостях;
  • Время поверки 40 минут;
  • Возможность поверки на универсальных метрологических стендах типа «УПСЖ»;
  • Возможность самодиагностики;
  • Возможность настройки веса и длительности выходного импульса;
  • Съем показаний по протоколу Modbus через интерфейс RS-485 и импульсному выходу;
  • Обеспечение безопасности эксплуатации вторичного оборудования КИПиА за счет гальванически развязанных линий интерфейсов;
  • Фирменное программное обеспечение «ЭМИС-Интегратор»;
  • Часы реального времени и функция архивирования с глубиной архивов: почасовых более 45 суток, посуточных более 366 суток, помесячных более 36 месяцев, поминутных 5,5 дней;
  • Коррозионно-стойкое исполнение корпуса и измерительных блоков;

В отзывах о приборе Заказчики отмечают такие преимущества, как стабильность, высокую износостойкость при наличии механических включений и агрессивных химических элементов, простоту эксплуатации и удобство монтажа и демонтажа

«Счетчик жидкости ЭМИС»-МЕРА 300» нами эксплуатируется на устье скважины №150 Рассветного месторождения. Среда — нефтесодержащая жидкость высокой вязкости с парафинистыми включениями. Прибор показал стабильную работу, при этом он прост в монтаже. Кабельный ввод имеет крепление под металлорукав, что гарантирует герметичное присоединение. Корпус датчика обеспечивает надежную влаго- и взрывозащиту. Электроника счетчика позволяет эксплуатировать его со сторонними производителями вторичных приборов. Также реализована схема подключения напрямую в систему телемеханики «ЦДНГ-5». Погрешность измерения удовлетворяет требованию перечня средств измерений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», входящих и не входящих в сферу государственного регулирования», отметили специалисты ПАО «Лукойл».

Счетчики количества жидкости «ЭМИС»-МЕРА 300» успешно эксплуатируются на объектах крупнейших нефтедобывающих компаний, таких как ПАО «Газпром нефть», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «Лукойл» и других.

Учет нефти прибором ЭМИС-МЕРА на участке Башнефть

«ЭМИС»-МЕРА 300» на объекте ПАО АНК «Башнефть»

Измерение массы сырой нефти также возможно производить с применением кориолисового расходомера «ЭМИС»-МАСС 260», при условии, что динамическая вязкость измеряемой среды не будет превышать 1500 мПа*с, а максимальное содержание газовых включений составит до 5%. При этом не допускается наличие в потоке механических примесей. Для обеспечения указанных условий эксплуатации рекомендуется применение, в том числе фильтра жидкости, аналогичного «ЭМИС-ВЕКТА 1210» и фильтра газа, аналогичного «ЭМИС-ВЕКТА 1215».

Отметим, что массовые кориолисовые расходомеры «ЭМИС»-МАСС 260» востребованы практически на всех технологических операциях, требующих учета сырой и товарной нефти и определения её качественных характеристик. Прибор применяется в системах автоматического контроля, в стационарных технологических установках, наземных подвижных средствах заправки и перекачки, в составе АГЗУ и СИКН.

МАСС на объекте 2.JPG

«ЭМИС-МАСС 260» на объекте ПАО АНК «Башнефть»

По сути, прибор «ЭМИС»-МАСС 260» является многопараметрическим или многофункциональным, так как имеет встроенный датчик температуры и аттестованный канал её измерения, и в силу кориолисового метода, лежащего в основе работы прибора, одновременно является средством прямого измерения не только массы, но и плотности и имеет нормированную погрешность в соответствие с утвержденным описанием типа СИ.

«Компьютер чистой нефти» вторичного преобразователя расходомера способен с нормируемой погрешностью вычислять содержание каждого из составляющих двухкомпонентной среды. Кроме этого, счетчик-расходомер с нормируемой погрешностью осуществляет вычисление объемного расхода, а для газа производит эту операцию с приведением результатов измерения и расчета к стандартным условиям.

Подробнее о технических характеристиках и сертификации прибора можно узнать в разделе «Продукция»

Особенности и преимущества:

  • Относительная погрешность от 0,1 %;
  • Максимальное давление измеряемой среды до 25 Мпа;
  • Измерение плотности от 1кг/м2;
  • Наличие дополнительных выходных сигналов:
    -2 пассивных токовых выхода 4-20мА (в т.ч. один выход с цифровым протоколом HART);
    -3 импульсных выхода с возможностью выбора режима работы «активный/пассивный»;
    -Выходной интерфейс ETHERNET с протоколом Modbus TCP-IP;
    -Дискретный выход, работающий в режиме дозатора или сигнализатора неисправности;
  • Возможность эксплуатации на высоковязких жидкостях и жидкостях с газовыми включениями до 5%;
  • «Компьютер чистой нефти» с аттестованными алгоритмами вычисления и нормированной погрешностью;
  • Оснащение двумя картами регистров Modbus на выбор: ЭМИС или адаптированной под Prolink;
  • Отсутствие погрешности по токовому выходу;
  • Отсутствие дополнительной погрешности при измерении реверсивного потока;
  • Автоматическая коррекция по давлению: разъем на коммутационной плате для подключения датчика давления;
  • Интервал между поверками 5 лет;
  • Возможность имитационной поверки;
  • Бесплатное фирменное сервисное и диагностическое программное обеспечение «ЭМИС-Интегратор».
Читайте так же:
Яндекс метрика код счетчика установлен не всех страницах

Более подробно остановимся на преимуществах прибора, имеющих значение для учета нефти и нефтепродуктов. Как уже говорилось ранее, в 2019 году компания «ЭМИС» аттестовала алгоритмы «Компьютера чистой нефти», что отражено в описании типа СИ на расходомер. Данная функция позволяет вычислять содержание нефти и воды, присутствующих в водонефтяном потоке путем сравнения показаний плотности водонефтяной смеси с эталонными (заданными) плотностями чистой нефти и воды. В описании типа СИ и в руководстве по эксплуатации на расходомер приведена формула, по которой рассчитывается нормируемая погрешность этих вычислений.

Получаемые с «Компьютера чистой нефти» данные возможно использовать как для коммерческого учета, так и для первичного технологического учета, когда нефтегазоводяная жидкость со скважины поступает в АГЗУ, и до проведения сепарации необходимо знать процент содержания нефти и воды.

Для работы на средах с содержанием с H2S, расходомеры «ЭМИС»-МАСС 260» сертифицированы в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53679-2009 (ИСО 15156-1:2001) и ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2003) «Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа».

Кроме этого, приборы сертифицированы по европейским стандартам:

  • Atmosphères Explosibles Directive 2014/34/EU (ATEX) – взрывоопасные среды;
  • Pressure Equipment Directive 2014/68/EU (PED) — оборудование, работающее под избыточным давлением;
  • Electromagnetic compatibility Directive 2014/30/EU (EMC) электромагнитная совместимость.

РАСХОДОМЕРЫ «ЭМИС»-МАСС 260» В СОСТАВЕ СИКН и АГЗУ

АГЗУ в нефтяной промышленности устанавливаются непосредственно на месторождениях для определения дебита нефтяных скважин и управления технологическим процессом нефтедобычи.

В составе автоматизированных групповых замерных установок в качестве счетчиков жидкости применяются кориолисовые расходомеры, осуществляющие прямое измерение массового расхода и массу сырой нефти.

Для учета товарной нефти применяются СИКН — системы измерения количества нефти в соответствие с ГОСТ Р 8.595-2004. Настоящий стандарт распространяется на методики выполнения измерения массы товарной нефти и нефтепродуктов в сферах государственного метрологического контроля и надзора.

СИКН представляют собой узлы учета нефти, преимущественно включающие в себя:

Блок фильтров (при отсутствии фильтров в БИЛ);

БИЛ — блок измерительных линий;

БИК — блок измерений показателей качества нефти и нефтепродуктов;

ПЗУ — пробозаборное устройство;

ПУ — поверочная установка;

СОИ — система сбора и обработки информации.

Более подробно составы каждого блока описаны в ГОСТ 34396-2018. В данном нормативном документе также перечислены требования к применяемому оборудованию по надежности, электромагнитной совместимости, устойчивости к внешним воздействиям и взрывобезопасности.

измерение нефти эмис масс 260.jpg

Необходимо отметить, что за 2019-2020 год компания «ЭМИС» поставила порядка 600 расходомеров «ЭМИС»-МАСС 260» для комплектации АГЗУ и СИКН на объектах таких крупнейших нефтедобывающих компаний, как: ПАО «Газпром нефть», ПАО «Лукойл», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «Татнефть», ПАО «Сургутнефтегаз» и других.

Чтобы заказать оборудование нашей торговой марки заполните опросный лист и отправьте его на электронную почту sales@emis-kip.ru.

Если у вас остались вопросы по учету нефти расходомерами ЭМИС, вы можете задать их инженерам компании

Узлы коммерческого учета (СИКНС, УУН, УУ СУГ и др.)

Компания «ПР А ЙМ ГРУП» разрабатывает на основе современного контрольно-измерительного оборудования уникальные промышленные узлы оперативного и коммерческого учета нефти, нефтепродуктов, газа, сжиженного газа, холодной и горячей воды, тепла и др. (СИКН , УУН, УУ СУГ и т.п.).

Узлы учета предназначены для автоматического учета расхода и контроля качества продукта при коммерческих операциях по их перекачке между поставщиками и потребителями. Узлы учета обладают возможностью сбора, накопления, обработки и передачи данных.

Узлы учета «ПР А ЙМ ГРУП» это:

  • самое современное приборное и программное обеспечение;
  • высокая надежность;
  • высокая точность;
  • соответствие требованиям действующих в РФ стандартов;
  • контроль метрологических характеристик.

Как видно из рисунка, узел учета можно схематично разделить на следующие составляющие:

  • блок фильтров (БФ ). Предназначен для очистки продукта от грубых механических примесей, чтобы исключить засорение и поломку преобразователей расхода;
  • блок измерительных линий (БИЛ ). Включает в себя входной и выходной коллекторы, между которыми расположены измерительные линии. Каждая измерительная линия оснащается счетчиком или преобразователем расхода (турбинным или объемным) или датчиком (сенсором ) массового расходомера (массомера ) и при необходимости – прямыми участками. Перед входом и на выходе измерительной линии устанавливаются задвижки или краны, позволяющие включать их в работу и отключать. Каждая измерительная линия имеет выход с задвижкой для подсоединения с поверочной установкой (ПУ );
  • блок контроля качества (БКК ), в котором размещаются средства измерений параметров качества продукта, такие как плотность, температура, давление и др., здесь же располагаются такие приборы, как пробоотборники, приборы для измерения свободного газа в нефти, влагомеры, серомеры и другие устройства, необходимые в соответствии с проектной документацией;
  • блок обработки информации (БОИ ) представляет собой комплекс средств обработки информации, устройств ввода и вывода информации, устройств сопряжения, индикации и регистрации результатов, блоков питания и искрозащиты, вторичных приборов и вспомогательных устройств. Предназначен для управления исполнительными механизмами на основе анализа информации, поступающей от средств измерений;
  • поверочная установка (ПУ ). Поверочная установка должна позволять проводить поверку преобразователей расхода и контроль их метрологических характеристик на месте эксплуатации без нарушения процесса измерения.
Читайте так же:
Отличие двоичного счетчика от десятичного

В качестве информационно-вычислительного комплекса в БОИ применяется ИВК «ПРАЙМ -ИСКРА» (Свидетельство об утверждении типа средств измерений № 34951 от 07.08.2009 г., патент на полезную модель №115090).

При необходимости Узлы учета имеют блочное исполнение, что позволяет сократить объём инженерно-строительных работ и изысканий, сроки поставки и подготовки к работе технологического оборудования и, как следствие, стоимость внедрения системы в целом.
«ПР А ЙМ ГРУП» является сертифицированным партнером ведущих мировых производителей и имеет возможности для полноценного удовлетворения требований наших Заказчиков в части комплектования узлов учета оборудованием и программным обеспечением.

Разработка и внедрение автоматизированных систем измерения количества и качества нефти на 5-ти коммерческих узлах учета нефти ОАО «НК «Роснефть ».
Компания «ПРАЙМ ГРУП» поставила «под ключ» пять узлов учета нефти для НК «Роснефть »:

  • узел учёта нефти «Крымский »;
  • узел учёта нефти «Карский »;
  • узел учёта нефти «Хадыжеский »;
  • узел учёта нефти «Псекупский »;
  • узел учёта нефти «Смоленский ».

В системе измерения количества нефти (СИКН ) использованы надежные высокоточные массовые кориолисовые расходомеры CMF компании Micro Motion (Emerson Process Management). Выбор данного оборудования обусловлен высокими метрологическими характеристиками расходомеров.
В блоке контроля качества (БКК ) применены плотномер Solartron 7835, пробоотборники Стандарт А, Стандарт Р.

В турбопоршневой установке (ТПУ ) использованы установки 1-го разряда «ТПУ -Прувер» – Прувер С-500 и Прувер С-1000. Все узлы прошли сертификацию Госстандарта РФ. В данный момент компания «ПР А ЙМ ГРУП» выполняет ряд работ по созданию СИКН от проекта до ввода в эксплуатацию.

Узел учета сжиженных углеводородных газов (УУ СУГ) ЗАО «Таманьнефтегаз ».
«ПР А ЙМ ГРУП» успешно разработал проектную документацию, и конструкторскую документацию, а также осуществил изготовление и поставку УУ СУГ для Таманского перегрузочного комплекса.

Узел учета сжиженных углеводородных газов предназначен для периодического автоматизированного измерения массы и организации учета смесей пропана и бутана, отгружаемых из резервуарного парка СУГ Таманского перегрузочного комплекса в танкера.
А именно:

  • для измерений в автоматизированном режиме количества смеси пропана и бутана технических, прошедших через коммерческий узел учёта СУГ;
  • для контроля и управления в автоматизированном режиме технологическими процессами УУ СУГ;
  • для обеспечения передачи данных о процессе учета СУГ и организации управления оборудованием УУ СУГ оператором «Таманского перегрузочного комплекса».

Департамент АСУ, провел поверку и калибровку установленного оборудования, произвел отработку программного обеспечения, выполнил пуско-наладочные работы, и планирует в ближайшее время сдать УУ СУГ в эксплуатацию.

ИВК «ПРАЙМ ИСКРА». Омский НПЗ
В 2012 году, специалистами компании «ПР А ЙМ ГРУП» были выполнены пуско-наладочные работы двух вычислителей ИВК «ПРАЙМ ИСКРА» на товарно-сырьевой базе №1 омского НПЗ. В состав ИВК были включены панели оператора, которые позволяли управлять узлами учёта вне зависимости от АРМ-оператора и серверов БД.

Вычислители выполняли следующие функции:

  • определение массы, объема, температуры, давления, плотности нефтепродуктов на узлах учета, оснащенных массовыми преобразователями расхода;
  • ведение учетно-расчетных операций;
  • проведение поверки массовых расходомеров по компакт-пруверу Brooks и поточного компьютера OMNI по МИ 3272-2010;
  • определение и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода с помощью эталонного преобразователя расхода;
  • приведение плотности нефтепродуктов к нормальным условиям15°С, 20°С и рабочим условиям по стандарту API D1250-04 и ГОСТ 8.595-2004;
  • сбор и хранение отчётных данных во внутренней базе данных и передача их в сервер БД;
  • система поддерживает функцию «горячей » замены модулей без отключения питания;
  • система поддерживает функцию «горячего » резервирования центральных процессоров, что повышает её отказоустойчивость.

ИВК «ПРАЙМ ИСКРА» является запатентованным решением в области коммерческого учёта нефти, нефтепродуктов, газов и сниженных углеводородов и имеет сертификат соответствия. Все алгоритмы коммерческого учёта аттестованы и имеют соответствующие свидетельства.
В ходе пуско-наладочных работ специалистами компании применяются такие приборы контроля, как УПВА (устройство проверки вторичной аппаратуры) компании IMS, мультиметры и осциллографы компании Fluke и др.

ИВК «ПРАЙМ ИСКРА» является запатентованным решением в области коммерческого учёта нефти, нефтепродуктов, газов и сниженных углеводородов и имеет сертификат соответствия. Все алгоритмы коммерческого учёта аттестованы и имеют соответствующие свидетельства.

В ходе пуско-наладочных работ специалистами компании применяются такие приборы контроля, как УПВА (устройство проверки вторичной аппаратуры) компании IMS, мультиметры и осциллографы компании Fluke и др.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector