Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Спорышевского месторождения

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Спорышев-ского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на ЦППН-1 Холмогорского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Описание

Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.

Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и блока обработки информации (БОИ).

На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517.

Блок измерительных линий состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены:

- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39/IR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);

- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- входная и выходная задвижки.

В рабочей и резервной измерительных линиях дополнительно установлены фильтры сетчатые жидкостные типа МИГ с двумя показывающими манометрами МП4-У (Госреестр №37047-08).

На выходном коллекторе БИЛ установлен датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08).

В блоке измерения параметров качества нефти установлены:

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-05);

- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);

- автоматический пробоотборник «Стандарт-А» с блоком программного управления БПУ-А;

- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;

- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02);

- фильтр сетчатый типа ФС;

- два манометра показывающих МП4-У(Госреестр № 37047-08);

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти основным или резервным влагомером. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации про-

водится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочей и резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.

Система обеспечивает:

- измерение в автоматическом режиме массы нефти;

- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, влагосодержания;

- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового по контрольному счетчику-расходомеру массовому;

- отбор пробы нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы состоит из ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л».

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» предназначено для:

- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей;

- преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических величин;

- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;

- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;

- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений при поверке (контроле метрологических характеристик);

- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;

- вычисление средних значений температуры, давления и содержания воды;

- выдача информации в ПО верхнего уровня СИКН по протоколу Modbus ASCII через RS-232 интерфейс.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» вычисляет:

- суммарный массовый расход по системе;

- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» является встроенным программным обеспечением.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет защиты информации системой паролей.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет свидетельство № 26801-09 о метрологической аттестации программного обеспечения, выданное ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР».

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО системы

Технические характеристики

Измеряемая среда

Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, 0С

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт)

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Объемная доля воды фВ, % объемные

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

Массовая доля механических примесей, % массовые, не более Свободный газ

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти при объемной доли воды в нефти фВ, % 0,1 < фв < 5

5 < фв < 10

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

- частота питающей сети, Гц

Температура окружающей среды, 0С

- блок измерительных линий

- блок контроля качества

- блок обработки информации

- блок фильтров

нефть

от 25 до 250

от +10 до +30

от 820 до 840

от 4,8 до 5,8

от 0,3 до 0,5

от 0,1 до 10

от 100 до 300

0,05

отсутствует

±0,35% ±0,4%

380/220±10%

50±1

от -45 до +40

от +10 до +30

от +15 до +25

от -45 до +40

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 48764-11 «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Спорышевского месторождения. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 03.06.2011 г.

Основные средства поверки:

- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ или передвижная поверочная установка 2 разряда по ГОСТ 8.510;

- установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002;

- эталонный платиновый термометр сопротивления 2-го разряда;

- манометр грузопоршневой МП-60 II-разряда по ГОСТ 8291-83;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.

Сведения и методиках (методах) измерений: Методика измерений «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Спорышевского месторождения».

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

3. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

4. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

5. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС Спорышевского месторождения. Методика поверки

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.