Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3а Сугмутского месторождения

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-3а Сугмут-ского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти в Филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» ДНС-3а Сугмутского 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 двух рабочих, одной резервной и одной контрольной измерительных линий. В рабочих и резервной измерительной линии установлены:

- фильтр МИГ-ФБ-150-6,3;

- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39 с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);

- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- два манометра показывающих МП4-У;

- входная и выходная задвижки.

В контрольной измерительной линии установлены:

- фильтр МИГ-ФБ-150-6,3;

- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39 с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);

- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);

- входная и выходная задвижки.

На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);

- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);

В блоке измерения параметров качества нефти установлены:

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);

- пробоотборник нефти автоматический «Стандарт А» с диспергатором;

- пробоотборник нефти ручной «Стандарт-Р»;

- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02);

- манометр показывающий МП4-У;

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06);

- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08).

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).

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 автома-

тического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие 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 в рабочих 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 рабочего счетчика-расходомера массового по контрольному счетчику-расходомеру массовому;

- отбор пробы нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы состоит из ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л».

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» предназначено для:

- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей;

- преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических величин;

- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;

- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;

- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений при поверке (контроле метрологических характеристик);

- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;

- вычисление средних значений температуры, давления и содержания воды;

- выдача информации в ПО верхнего уровня СИКН по протоколу Modbus ASCII через RS-232 интерфейс.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» вычисляет:

- суммарный массовый расход по системе;

- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» является встроенным программным обеспечением.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет защиты информации системой паролей.

ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет свидетельство № 26801-09 о метрологической аттестации программного обеспечения, выданное ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР».

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО системы

Технические характеристики

Измеряемая среда

Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, 0С

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

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

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Объемная доля воды фВ, % объемные

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

Массовая доля механических примесей, % массовые

Свободный газ

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти при объемной доли воды в нефти фВ, % 0,1 < фв < 5

5 < фв < 10

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

- частота питающей сети, Гц

Температура окружающей среды, 0С

- блок измерительных линий

- блок контроля качества

- блок обработки информации

нефть от 30 до 150 от +25 до +65 от 815 до 870 от 3 до 10 от 0,7 до 1,5 от 0,1 до 10 от 10 до 60 от 0,002 до 0,005 отсутствует

±0,35% ±0,4%

380/220±10% 50±1

от -45 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 48767-11 «Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3а Сугмутского месторождения. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 25.11.2010 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная передвижная на базе массомеров УППМ, 2 разряд по ГОСТ 8.510;

- установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002;

- эталонный платиновый термометр сопротивления 2-го разряда;

- манометр грузопоршневой МП-60 II-разряда по ГОСТ 8291-83;

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

Сведения и методиках (методах) измерений: Методика измерений «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3а Сугмутского месторождения».

Нормативные документы

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

2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

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

4. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости

5. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-3а Сугмутского месторождения. Методика поверки

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.