Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 Сугмутского месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 08 от 19.06.08 п.27
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 31892
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание