Система измерений количества и параметров нефти сырой при ОАО "Булгарнефть" при Первомайском товарном парке НГДУ "Прикамнефть"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13д от 24.12.09 п.434
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 38714
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО "Корпорация ИМС" (г. Москва)
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы сырой нефти при учётных операциях проводимых ОАО "Булгарнефть".

Описание

Принцип действия системы основан на использовании динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчика расходомера Micro Motion модели CMF 300, счетчиков нефти турбинных МИГ, преобразователей плотности, температуры, давления и объемной доли воды в сырой нефти. Выходные сигналы измерительных преобразователей величин по линиям связи поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нём алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Средства измерений величин, линии связи* и измерительновычислительный комплекс в составе системы объединены в измерительные каналы.

Система состоит из одного измерительного канала массы сырой нефти, двух измерительных каналов объема сырой нефти и измерительных каналов плотности (при установке преобразователя плотности в блоке измерения параметров качества), температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объёмного расхода сырой нефти, разности давления на фильтрах.

В состав измерительных каналов системы и системы в целом входят следующие средства измерений:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF-300 (Госреестр № 13425-06);

- счётчик нефти турбинный МИГ (Госреестр № 26776-08);

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (Госреестр № 15644-06) (при установке в блоке измерения параметров качества нефти сырой);

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276 (Госреестр № 21968-06);

- датчик давления Метран-22-Ех (Госреестр № 17896-05);

- преобразователь давления измерительный Cerabar (Госреестр № 1771307);

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

- счётчик турбинный Норд-М-40-63 (Госреестр № 5638-02);

- комплекс измерительно-вычислительный сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов "OCTOPUS" (ОКТОПУС) (Госреестр № 22753-02), свидетельство ФГУП "ВНИИР" о метрологической аттестации алгоритмов обработки результатов измерений объема, массы нефти и нефтепродуктов, результатов поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода от 29.12.2005 г.;

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

- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (Госреестр № 303-91).

Технологическая схема и состав системы обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматические измерения массы, объема сырой нефти;

- автоматические измерения температуры, давления, объёмного расхода в БИК, объёмной доли воды в сырой нефти, разности давления на фильтрах;

- автоматическое измерение плотности при установке преобразователя плотности;

- поверка метрологических характеристик счетчика расходомера массового Micro Motion модели CMF-300, счётчиков нефти турбинных МИГ применением передвижной трубопоршневой поверочной установки и преобразователя плотности;

- контроль метрологических характеристик счетчика расходомера массового, счетчика нефти турбинного МИГ по контрольному счетчику нефти турбинному МИГ и преобразователю плотности;

- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в химико-аналитической лаборатории;

- измерения температуры и давления с применением показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

* Типы и характеристики линий связи соответствуют требованиям технической документации фирм-изготовителей средств измерений величин и обеспечивают пренебрежимо малое значение составляющих погрешности измерительных каналов величин, вносимых связующими компонентами.

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

- защита алгоритма и программы комплекса измерительно-вычислительного сбора и обработки информации систем учета нефти и нефтепродуктов "OCTOPUS" (ОКТОПУС) от несанкционированного доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Технические характеристики

Основные технические характеристики системы приведены в таблице 1. Таблица1

Наименование характеристики

Значение характеристики

Рабочая среда

Нефть сырая

Рабочий диапазон расхода, т/ч

От 15 до 45

Рабочий диапазон плотности, кг/м3

От 850 до 950

Рабочий диапазон давления, МПа

От 0,3 до 2,0

Рабочий диапазон температуры, °C

От 5 до 50

Рабочий диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

От 13 до 100

Массовая доля воды, %, не более

5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,08

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

26000

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема сырой нефти, %

±0,15

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности, кг/м3, не более (при установке преобразователя плотности)

±0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C, не более

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %, не более

±0,6

Окончание таблицы 1.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %, не более (в диапазоне 0,1-20%)

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода в БИК, %, не более

± 5,0

Знак утверждения типа

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

Комплектность

1. Единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации.

2. Инструкция по эксплуатации системы.

3. «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикам-нефть». Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» в октябре 2009г.

Поверка

Поверку системы проводят в соответствии с инструкцией "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» Методика поверки", утверждённой ФГУП "ВНИИР" в октябре 2009 г.

Межповерочный интервал - один год.

Нормативные документы

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

Техническая документация ООО «Корпорация ИМС».

Заключение

Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Булгарнефть» при Первомайском товарном парке НГДУ «Прикамнефть» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание