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
