Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-13 Суторминского месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 13 от 24.12.09 п.87
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 37874
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО "Ноябрьскнефтегаз-проект", г. Ноябрьск
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-13 Суторминского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти при ее перекачке на ЦППН-1 Суторминского месторождения филиала «Му-равленковскнефть» ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"

Область применения: ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" ДНС-13 Суторминского месторождения.

Описание

Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.

Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и блока обработки информации (БОИ).

Блок измерительных линий состоит из одной рабочей, одной резервной и контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. На входе рабочей и резервной измерительных линий дополнительно установлены фильтры и манометры. На выходном коллекторе СИКНС установлены датчик давления и датчик температуры с токовым выходными сигналами. На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического пробоотборника, индикатора расхода, поточного влагомера, манометра с местным отсчетным устройством, термометра, датчиков давления и температуры с токовым выходным сигналом.

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного.

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочей и резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.

Система обеспечивает:

- измерение в автоматическом режиме массы нефти;

- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, влагосодержания;

- контроль метрологических характеристик рабочих массомеров по контрольному массомеру;

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- формирование, хранение и выдачу на печать оперативного, суточного, месячного отчетов и отчетов за выбранный интервал времени (2 часа, 12 часов, сутки);

- формирование паспорта качества;

- 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.

Приложение к свидетельству № об утверждении типа средств измерений

Лист 3

Листов 4

Технические характеристики

Измеряемая среда

нефть

Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч

от 30 до 120

Рабочий диапазон температуры нефти, °C

от +25 до +35

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

от 820 до 870

Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт)

от 4 до 10

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

от 0,7 до 1,6

Объемная доля воды <рв, % объемные

от 5 до 10

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

от 3 до 100

Массовая доля механических примесей, % массовые

от 0,01 до 0,1

Свободный газ

отсутствует

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти, %

±0,4%

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

380/220+10%

- частота питающей сети, Гц

50+1

Температура окружающей среды, °C - блок измерительных линий

от -40 до +40

- блок контроля качества

от +5 до +20

- блок обработки информации

от +15 до +25

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05)

1

Счетчик-расходомер массовый RCCS39-M10D4SL/KS1ZP3/BG/QR1 с преобразователем RCCF31-AH2M/KF1 (Госреестр № 27054-09)

3

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-05)

1

Преобразователь давления измерительный 40.4385 (Госреестр № 40494-09)

2

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом 902820 (Госреестр № 32460-06)

2

Автоматический пробоотборник "Стандарт-АЛ" с блоком программного управления БПУ-А

1

Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517

1

Манометр показывающий МП4-У

5

Турбинный преобразователь расхода жидкости Норд-40

1

Источник питания

2

Источник бесперебойного питания с батареей

1 комплект

Методика поверки

1

Паспорт

1

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта.

Поверка

Поверка системы проводится в соответствии с документом "Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-13 Суторминского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 27.11.2009 г.

Основное поверочное оборудование:

- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.

Межповерочный интервал - 1 год.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 "Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений".

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

Техническая документация ООО " Ноябрьскнефтегаз-проект".

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-13 Суторминского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание