Основные требования к эксплуатации сикн, основанной на объемно-массовом динамическом методе

В процессе эксплуатации СИКН необходимо контролировать следующие пара-метры:

а) расход нефти через измерительные линии.

Расход нефти должен находиться в пределах рабочего диапа­зона, указанного в свидетельстве о поверке ПР, с отклонением не более ± 2,5 %, если ПР используют без коррекции по расходу, и ± 1,0 %, если ПР используют с коррекцией по расходу;

б) расход нефти через БИК.

При отборе пробы нефти в БИК должно обеспечиваться соот­ветствие расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубо­проводе БИК. Контроль соотношения расходов осуществляется с использованием расходомера, установленного в БИК;

в) давление нефти на выходном коллекторе.

Давление нефти на выходе СИКН должно обеспечивать бескавитационную работу ТПР и должно быть не менее значения, опре­деленного по формуле:

р = 2,06р_н+ 2Δр, (2.36)

где р — минимальное избыточное давление на выходе СИКН, МПа;

р_н — давление насыщенных паров, определенное в соответ­ствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;

Δр — перепад давления на ТПР, указанный в техническом пас­порте на данный тип,

МПа,

Пример.

Исходные данные для расчета:

p_H = 500 мм рт. ст. = 0,067 МПа; Δр = 0,05 МПа.

Минимальное избыточное давление на выходе СИКН состав­ляет:

р = 2,06 · 0,067 + 2 · 0,05 = 0,233 МПа;

г) перепад давления на фильтрах.

Перепад давления на фильтрах должен быть не более значе­ния, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать 2Δр_ф, где Δр_ф — перепад давления на фильтре на мак­симальном расходе, определенный на месте эксплуатации после чистки фильтра;

д) вязкость нефти.

Если отсутствует устройство по корректировке коэффициен­та преобразования ТПР по вязкости, вязкость нефти не должна превышать следующие установленные пределы:

± 2 · 10^-6 м²/с — для ТПР "Турбоквант", "Норд";

± 5 · 10^-6 м²/с — для ТПР "Ротоквант" D_y400, D_y 250, D_y 200, D_y150, МИГ-100, МИГ-150, Смит-150, Смит-200;

± 10 · 10^-6 м²/с — для ТПР МИГ-200, МИГ-250, Смит-400, Смит-250 или пределы, установленные при проведении испыта­ний для целей утверждения типа или метрологи-ческой аттестации в условиях эксплуатации других типов ПР.

В качестве примера на рис. 2.52 представлена типовая техно­логическая схема площадки приемо-сдаточного пункта (ПСП) магистрального нефтепровода и СИКН, которая предназначена для определения количества и качества нефти с погрешностью,

не превышающей 0,25 % по массе брутто, с выводом данных на дисплей и печать.

Рис. 2.52. Технологическая схема площадки ПСП и СИКН

В состав СИКН, представленной на рис. 2.52, входят следую­щие СИ и техноло-гическое оборудование:

Фильтры, оснащенные приборами контроля перепада давления

Запорная арматура:

задвижки с электроприводом D_y700...........................11 шт.

D_y300............................Зшт.

задвижки с ручным приводом Dy300............................8 шт.

Струевыпрямители..........................................................2 шт.

Турбинные преобразователи расхода (рабочий и резервный)

типа "Смит" D_y = 250 с пределом допустимой

погрешности ±0,15%............................................................................2шт.

Пробозаборное устройство..................................................................2 шт.

Блок контроля качества нефти........................................ …………..1 шт.

Устройство обработки информации типа 2522 фирмы "Даниэль" (США)

с пределом допустимой погрешности ± 0,05 %.................................3 шт.

Интерфейс "dansys" 4000......................................................................1 шт.

Трубопоршневая поверочная установка с пределом

допустимой погрешности ± 0,09 %......................................................1 шт.

В состав приборов, установленных на технологическом обору­довании, входят:

датчики температуры "Rosemount" с пределом допустимой погрешности ± 0,2 % и датчики давления "Rosemount" с пределом допустимой погрешности ± 0,5 % на измери-тельных линиях;

приборы местного измерения давления и температуры.

В блоке контроля качества нефти смонтированы следующие приборы и оборудова-

ние:

Поточные преобразователи плотности "Solartron" 7835

с пределом допустимой погрешности ± 0,03 %......................................2 шт.

Датчики температуры "Rosemount" с пределом допустимой

погрешности ± 0,2 %...................................................................................2 шт.

Датчик давления "Rosemount" с пределом допустимой

погрешности ± 0,5 %...................................................................................1 шт.

Циркуляционный шестеренчатый насос...................................................1 шт.

Манометр класса точности 0,6 и карман для ртутного термометра........1 шт.

Автоматический пробоотборник АП-ЗМ...................................................1 шт.

Узел подключения пикнометрического стенда.........................................1 шт.

Электрические обогреватели.......................................................................2 шт.

В операторной установлена вторичная аппаратура:

Приборный шкаф, на лицевой панели которого смонтированы:

устройство обработки информации "Даниель" 2522

с пределом допустимой погрешности ± 0,05 %.........................................3 шт.

интерфейс "dansys" 4000..............................................................................1 шт.

блок управления ТПУ..................................................................................1 шт.

электронный блок ТПУ с пределом допустимой

погрешности ± 0,025 %................................................................................1 шт.

Печатающее устройство "Epson" FX-870...................................................1 шт.

Печатающее устройство "Laser Jet 4L".......................................................1 шт.

Подача нефти в СИКН осуществляется по нефтепроводу. Нефть из нефтепровода через задвижку 3 и задвижку 21 или 23 по­ступает на фильтры-грязеуловители F₁ и F₂, затем через задвижки 22 и 24 поступает в СИКН. Далее через входные электрифициро-ван-ные задвижки D_y= 700 № 25 и 27, через соответствующий фильтр тонкой очистки нефть поступает на одну из измеритель­ных линий, проходит через струевыпрямитель, ТПР 1 или 2, зад­вижки 31, 31 а или 25а и регулирующую задвижку 256, выходные задвижки 26 и 30 в нефтепровод.

При сдаче нефти через СИКН должны быть закрыты, прове­рены на герметичность и опломбированы пломбой Покупателя и Поставщика задвижки 29, 29а, а также все выходные задвижки на неработающей измерительной линии.

Технологическая схема СИКН (рис. 2.52) содержит две изме­рительные линии, состоящие из входных задвижек 26, 27, фильт­ров тонкой очистки нефти F'₁ и F'_2, струе-выпрямителей, турбинных преобразователей расхода, по одному на каждую измери-тельную линию, и сдвоенных выходных задвижек 25а, 256 и 27а, 276. Сдвоенные задвижки 31, 31а и 32, 32а позволяют производить кон­троль одного из ТПР по ТПУ без отключения рабочего ТПР. Трубопоршневая установка максимальной производитель-ностью 1900 м³/ч подключается на выходе СИКН через задвижки 33, 34. Фильтры тонкой очистки F'₁ и F'₂ служат для очистки нефти oт механических примесей. На входе и выходе фильтров установлены манометры класса точности 1,6. Струевыпрямители установ­лены перед ТПР для выравнивания и успокоения потока нефти, чем обеспечивается стабиль-ность метрологических характери­стик ТПР. Турбинные преобразователи расхода "MITH" D_у= 250 мм выдают частотный сигнал, пропорциональный объемному расходу нефти.

На обеих измерительных линиях после задней струевыпрямительной секции смонтированы по одному датчику температуры "Rosemount" модели 244R и датчику давления "Rosemount" модели El151GR. Датчики давления и температуры выдают токо-вый сиг­нал, пропорциональный соответственно давлению и температуре перекачиваемой нефти.

В выходной трубопровод перед задвижкой 256 врезан пятитрубный зонд для отбо-ра проб. Выходная труба из блока качества врезана после задвижки 256. Поток нефти через БИК создается за счет перепада давления на задвижке.

Второй пятитрубный зонд для отбора проб врезан после за­движки 256 и тройника с задвижкой 31. Поток нефти через ветвь качества во втором случае создается за счет шестеренчатого насо­са. В блок-боксе смонтированы два преобразователя плотности "Schlumberger" 7835, по одному датчику температуры "Rosemount" модели 244R в карманах непосредственно на выходе потока из каждого преобразователя плотности и один датчик давления "Rosemount" модели El 151GR. На линии качества установлен ма­нометр, карман для термометра ТЛ-4 и два отвода для подключе­ния пикнометрического стенда. Плотномеры подсоединены параллельно и обвязаны пятью задвижками D_y= 50. Отбор пробы осуществляется автоматическим пробоотборником АП-ЗМ.

Рабочие параметры перекачиваемой нефти следующие:

Расход........................................от 250 до 1910 м³/ч

Плотность.................................от 850 до 890 кг/м³

Вязкость....................................от 15 до 40 мм²/с

Температура..............................от +2,5 до +20 °С

Давление...................................от 0,25 до 0,5 МПа

В качестве альтернативного метода измерения количества продукта (массы брутто нефти) используют массовый динамиче­ский метод.

Рекомендуемый состав СИКН при реализации данного метода приведен в табл. 2.9.

В процессе эксплуатации массомеров контролируют смеще­ние нуля массомера в соответствии с техническим описанием на конкретный массомер.

Таблица 2.9