Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 Малобалыкского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д2 от 29.07.10 п.156
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 40723
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 Малобалык-ского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учетных операциях ООО «РН-Юганскнефтегаз» .

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счётчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти, системы обработки информации, раздельной системы дренажа учтенной и неучтенной сырой нефти, стационарной трубопоршневой поверочной установки, а так же мест для подключения передвижной трубопоршневой поверочной установки, передвижной поверочной установки на базе счетчиков-расходомеров массовых, пикнометрической установки и прибора УОСГ-100 СКП. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.

Система состоит из двух рабочих измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, объёмного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с измерительными преобразователями модели 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Госреестр № 15644-06;

- преобразователи давления измерительные 40.4385, Госреестр № 40494-09;

- преобразователи давления измерительные 40.4382, Госреестр № 40494-09;

- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, Госреестр № 32460-06;

- влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее - ВП), Госреестр № 24604-07;

- счётчик нефти турбинный МИГ-32-4,0 с индукционным датчиком НОРД-И2У-04М, Госреестр № 26776-08;

- контроллер измерительный FloBoss S600 (далее - ИВК), Госреестр № 38623-08, свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений № 1551014-06 от 12.12.06;

- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора системы.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры для точных измерений МТИ-1246 (Госреестр № 1844-63);

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 (Госреестр № 303-91).

Для проведения поверки СРМ применяется установка передвижная поверочная «ПУМА» на базе счетчиков-расходомеров массовых серии ELITE® (далее - передвижная ПУ).

Для проведения контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ применяется установка трубопоршневая поверочная стационарная «ОЗНА-Прувер С-0,05» (далее - стационарная ТПУ) с диапазоном расхода жидкости от 10 до 280 м3/ч

Для проведения поверки стационарной ТПУ применяется передвижная трубопоршневая поверочная установка (далее - передвижная ТПУ).

Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, плотности, объемной доли воды в сырой нефти, температуры и давления;

- автоматическое измерение температуры и давления сырой нефти в БИЛ, блоке измерений параметров сырой нефти, выходном коллекторе, а также объемной доли воды в сырой нефти и объемного расхода сырой нефти в блоке измерений параметров сырой нефти, разности давления на фильтрах БФ, фильтрах и насосах блока измерений параметров сырой нефти;

- измерение температуры и давления сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

- КМХ рабочих СРМ с применением стационарной ТПУ при любом расходе из рабочего диапазона расхода жидкости стационарной ТПУ;

- поверка СРМ с применением передвижной ПУ в автоматизированном режиме;

- поверка стационарной ТПУ с применением передвижной ТПУ;

- автоматизированное управление запорной арматурой;

- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;

- автоматическая коррекция по давлению показаний СРМ, организованная в ИВК.

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- автоматизированное управление запорной арматурой;

- вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в химико-аналитической лаборатории, массовой доли воды в химико-аналитической лаборатории или объемной доли воды с применением ВП;

- защита алгоритма и программы ИВК и АРМ оператора системы от несанкционированного доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Технические характеристики

Основные технические характеристики системы приведены в таблице 1.

Таблица!____________________________________

Наименование характеристики

Значение характеристики

Рабочая среда

Сырая нефть

Рабочий диапазон расхода, т/ч

От 40 до 700

Рабочий диапазон плотности, кг/м3

От 800 до 1000

Рабочий диапазон кинематической вязкости при 20 °C, мм2/с (сСт)

От 0,7 до 1,7

Рабочий диапазон давления, МПа

От 2,0 до 4,0

Рабочий диапазон температуры, °C

От 30 до 40

Массовая доля воды, %, макс.

100

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

8604,8

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,16

Давление насыщенных паров при максимальной температуре сырой нефти, кПа (мм рт. ст.), не более

66,7 (500)

Объемная доля свободного газа, %, не более

1

Объемная доля растворенного газа, mj/mj, не более

1

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности сырой нефти, кг/м3

±0,3

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, % (при содержании объемной доли воды от 0 % до 70 %)

± 1,0

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, % (при содержании объемной доли воды свыше 70 % до 100 %)

± 1,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти, °C

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления сырой нефти, %

±0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, %

±5,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти с применением СИКНС:

1) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 5,0 %:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП1^, %, не более

±0,60

± 1,50

Окончание таблицы 1

Наименование характеристики

Значение характеристики

2) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 10,0%:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477, %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП, %, не более

3) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 20,0 %:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477, %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП, %, не более

4) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 50,0 %:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477, %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП, %, не более

5) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 70,0 %:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477, %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП, %, не более

6) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 85,0 %:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477, %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП, %, не более

7) при содержании объемной доли воды в сырой нефти 100%:

- при измерении объемной доли воды в ХАЛ по ГОСТ 2477, %, не более

- при измерении объемной доли воды ВП, %, не более

±0,60 ±1,60

± 1,85

± 1,20

±3,10 ±4,70

±5,40 ± 10,90

± 16,70

± 26,45

ОО

ОО

Условия эксплуатации системы:

- температура в помещениях, где установлено оборудование системы, °C, не менее

5

- относительная влажность воздуха, %

От 50 до 80

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц

Здесь и далее расчет допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды ВП выполнен при температуре окружающего воздуха 20 °C.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входят:

- единичный экземпляр системы в составе согласно руководству по эксплуатации;

- руководство по эксплуатации системы;

- инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 Малобалыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки».

Поверка

Поверку системы проводят по инструкции «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 Малобалыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР».

Интервал между поверками системы - один год.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

Заключение

Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 Малобалыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Управляющий директор

Р.А. Хисматуллин

Развернуть полное описание