Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-207с Урмыш-линского месторождения ОАО «Татойлгаз» предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётных операциях между ОАО «Татойлгаз» и ОАО «Татнефть».
Описание
Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.
Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров нефти (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства.
Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной контрольной измерительных линий, которая может использоваться в качестве резервной. В измерительных линиях установлены массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе БИЛ установлены первичный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, датчики давления и температуры с токовыми выходными сигналами, манометр, термометр и пробозаборное устройство, для забора нефти в БИК.
Блок измерений параметров нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, индикатора расхода, поточного влагомера, датчиков давления и температуры с токовым выходным сигналом, манометра, термометра, прибора УОСГ-ЮОСКП.
Система обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» и автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН».
Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерений перепада давлений на них.
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему через блок фильтров во входной коллектор блока измерительных линий. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервноконтрольную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерений параметров нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания сырой нефти в виде электрических сигналов поступают в систему обработки информации. В системе обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто сырой нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей и с учетом содержания свободного и растворенного газа).
При поверке массовых расходомеров, установленных в рабочей и резевно-контрольной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через подключаемую передвижную поверочную установку. Переключение из рабочего режима в режим поверки производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение в автоматическом режиме массы сырой нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров сырой нефти: температуры, давления, влагосодержания;
- поверку и контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по передвижной поверочной установке;
- контроль метрологических характеристик рабочего массового расходомера по контольному;
- автоматический отбор проб нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
- формирование журнала событий (переключения, аварийные ситуации, сообщения об отказе системы и ее составных элементах);
- ввод результатов лабораторных анализов.
Система проводит вычисление и сохранение в архиве средних значений температуры, давления и содержания воды.
Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).
Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Rate АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 341014-07 от 23.03.2007г., ФГУП ВНИИР).
Технические характеристики
| Рабочая среда Рабочий диапазон температуры нефти, °C Плотность нефти, кг/м3 Объемная доля воды, % | нефть сырая от +5 до +30 от 880 до 1050 не более 10 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пмЗ, % | ±0,2 ±0,5 ±(.0,15+0,01чрв*) |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности объемной доли воды при измерении первичным преобразователь объемной доли воды в нефти поточного влагомера ПИП-ВСН при содержании воды в нефти до 10%, %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при содержании воды в нефти при измерении влагосодержания поточным влагомером УДВН-1пмЗ, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при измерении массовой доли воды в нефти по ГОСТ 2477, % | ±1,0 ±0,25 ±0,65 ±1,05 |
Электропитание:
| - напряжение питающей сети, В - частота питающей сети, Гц Температура окружающей среды, °C - блок измерительных линий - блок контроля качества - блок обработки информации | 380/220±10% 50±1 от -35 до +40 от + 5 до +30 от +15 до +25 |
* фв - значение объемной доли воды в нефти измеренное поточный влагомер УДВН-1пмЗ, %
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы.
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 фирмы ЗАО «ИМС Инжиниринг» (Госреестр № 19240) | 1 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 с измерительным преобразователем RFT9739 Госреестр № 13425-01) | 1 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF200 с измерительным преобразователем 2700R (Госреестр № 13425-01) | 1 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пмЗ (Госреестр №14557-05) | 1 |
| Первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (Госреестр № 19850-00) | 1 |
| Преобразователь давления измерительный 3051TG (Госреестр № 14061-04) | 5 |
| Преобразователь измерительный 644ЕН к датчикам температуры (№ 1468304) | 5 |
| Термопреобразователь сопративления платиновый серии 65 (Госреестр № 22257-05) | 5 |
| Преобразователь давления измерительный 3051 CD (Госреестр № 14061-04) | 1 |
| Автоматический пробоотборник «Стандарт А» | 2 |
| Ручной пробоотборник с диспергатором по ГОСТ 2517 | 1 |
| Манометр для точных измерений типа МТИ-1216 (Госреестр № 1844-63) | 6 |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (Госреестр № 303-91) | 4 |
| Счетчик нефти турбинный МИГ-40-4,0 (Госреестр№12186-02) | 1 |
| Источник бесперебойного питания с батареей | 1 комплект |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
| Методика поверки | 1 |
Поверка
Поверку системы проводят по инструкции «ГСП. Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-207с Урмышлинского месторождения ОАО «Татойлгаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 09.08.2010 г.
Основное поверочное оборудование:
- передвижная поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.
Межповерочный интервал -1 год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 "Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
Техническая документация ЗАО «ИМС Инжиниринг» (г. Москва)
Заключение
Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-207с Ур-мышлинского месторождения ОАО «Татойлгаз» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
