Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Сугмутского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти.
Область применения: ОАО Тазпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" ДНС-2 Сугмутского месторождения.
Описание
Измерение массы нефти проводится косвенным методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий, блока измерения параметров качества, блока обработки информации, блока фильтров и трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих измерительных линий и одной резервно-контрольной измерительной линии. В каждой измерительной линии установлен турбинный преобразователь расхода, датчик давления, входные и выходные задвижки.
На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
В выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики давления с токовым выходным сигналом и с местным показывающем устройством.
Блок фильтров состоит из фильтров и датчиков давления.
Блок контроля качества нефти состоит из фильтра, ручного пробоотборника «Стандарт-?», автоматического пробоотборника «Стандарт-А», поточных плотномера и влагомера, индикатора расхода, датчиков температуры и давления с токовым выходным сигналом и с местным показывающем устройством.
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного .
На входе и выходе ТПУ установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть через блок фильтров поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий, где проводится измерение объема нефти турбинными преобразователями расхода и давления нефти - датчиками давления, после чего поступает далее на выход из системы.
Часть нефти через пробозаборное устройство поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение плотности, температуры, давления нефти, содержание воды в нефти соответственно поточным плотномером, датчиками температуры и давления, поточным влагомером.
Результаты измерений объема, плотности, температуры, давления, влагосодержа-ния нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса брутто нефти рассчитывается как произведение объема и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.
Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
Контроль метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода в рабочих измерительных линиях проводится с помощью турбинного преобразователя расхода в резервно-контрольной измерительной линии. Контроль метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода резервно-контрольной линии проводится по ТПУ. Поверка турбинных преобразователей расхода всех измерительных линий проводится по ТПУ.
Система обеспечивает:
- измерение в автоматическом режиме объема и массы нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: плотности, температуры, давления, влагосодержания;
- контроль метрологических характеристик рабочих расходомеров по контрольному расходомеру.
- поверку расходомеров по ТПУ
автоматический и ручной отбор пробы нефти;
формирование, хранение и выдачу на печать текущего, 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.
Технические характеристики
| Измеряемая среда Рабочий диапазон расхода нефти, м3/ч Рабочий диапазон температуры нефти, °C Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) Рабочий диапазон давления нефти, МПа Объемная доля воды фв, % объемные, не более Концентрация хлористых солей, мг/дм3 Массовая доля механических примесей, % массовые Свободный газ Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти, % Электропитание: | нефть 70 ... 300 +25 ... +55 830 ... 870 3 ... 10 1 ... 2,0 2 10 ... 60 0,002 ... 0,005 отсутствует ±0,35 |
| - 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 -40 ...+40 +5 ... +20 +15 ... +25 |
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) | 1 |
| Расходомеры жидкости турбинные PNF (Госреестр № 11735-06) | 2 |
| Счетчики нефти турбинные МИГ-150 (Госреестр № 26776-04) | 1 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835В (Госреестр № 15644-06) | 1 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 14557-05) | 1 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06) | 4 |
| Датчик избыточного давления МетранЮО-Ех-ДИ-1161-11-МП-t 10-050-2,5МПа-42-С-ДП-М20 (Госреестр № 22235-01) | 1 |
| Преобразователь избыточного давления JUMO dTrans р02 (модель 404385/1-464-405-129-20-0,6-1) (Госреестр № № 19422-03) | 3 |
| Автоматический пробоотборник "Стандарт-A" в комплекте с блоком программного управления БПУ-А | 1 |
| Ручной пробоотборник "Стандарт-Р" | 1 |
| Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 | 1 |
| Манометр показывающий МП4-У | 5 |
| Манометр точных измерений МТИ | 4 |
| Трубопоршневая поверочная установка Сапфир М-300-6,3 | 1 |
| Турбинный преобразователь расхода жидкости НОРД-М-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-2 Сугмутского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 15.04.2008 г.
Основное поверочное оборудование:
- трубопоршневая поверочная установка Сапфир М-300-6,3;
- ареометры первого разряда;
- 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 "Нефтегазметрология".
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 Сугмутского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
