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.
