Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз". Характеристики, описание, методика поверки.
заказать СИ
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”
  • Главная
  • Города
  • Уфа г.
  • Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на ЦППН-1 Холмогорского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Описание

Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений.

В состав СИКНС входят:

1)    технологического комплекса в составе:

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ);

-    блок измерений параметров сырой нефти (далее - БИК);

-    узел подключения передвижной ПУ;

-    пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517 с лубрикатором.

2)    системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ);

3)    системы распределения электроэнергии.

БИЛ состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены:

-    счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion модели CMF300», типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № (далее -регистрационный №) 45115-10 в комплекте с электронными преобразователями «MVD 2700»;

-    манометры избыточного давления показывающие «МП4-У», регистрационный № 37047-08;

-    преобразователи давления измерительные 3051S, регистрационный № 24116-13;

-    преобразователи измерительные «Rosemount 644» с термопреобразователями сопротивления «Rosemount 0065», регистрационный № 14683-09;

-    фильтры жидкостные сетчатые типа «МИГ-ФБ»;

-    узел для подключения передвижной поверочной установки;

-    запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.

На входном коллекторе БИЛ установлен преобразователь давления измерительный «Rosemount 3051S».

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    манометр избыточного давления показывающий «МП4-У»;

-    датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ», регистрационный № 22235-01;

-    преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10», регистрационный № 32460-06.

В БИК установлены:

-    влагомер нефти поточный «УДВН-1пм2», регистрационный № 14557-05;

-    датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ»;

-    преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10»;

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный «ТЛ-4 № 2», регистрационный № 303-91;

-    автоматический пробоотборник «Стандарт-A»;

-    ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;

-    счетчик турбинный «НОРД-М» регистрационный № 5638-02;

-    фильтр жидкостный сетчатый типа «МИГ-ФБ»;

-    манометры избыточного давления показывающие «МП4-У»;

-    запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.

На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.

СОИ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («Octopus-L») регистрационный № 43239-15.

Программное обеспечение

Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

МС 200.00.XX.00-09 АВ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.07

Цифровой идентификатор ПО

CFF9

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC 16

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКНС приведены в таблице

2 и 3.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Расход сырой нефти через СИКНС, т/ч - минимальный

13,6

- максимальный

272

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10,0 % при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %

±0,4

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 14,0 % при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %

±0,7

Наименование характеристики

Параметры

Измеряемая среда

Нефть сырая

Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)

от 6 до 7,8

Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

от 780 до 840

Давление сырой нефти, МПа:

-    рабочее

-    максимально допустимое

от 0,3 до 0,5 1,6

Диапазон температуры сырой нефти, °С

от +10 до +30

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

10,0

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3

от 100 до 300

Массовая доля механических примесей, %, не более

от 0,003 до 0,050

Содержания свободного газа, %

отсутствует

Суммарные потери давления в СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    в режиме измерений

-    в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ)

0,2

0,4

Электропитание: силового оборудования, оборудования СОИ

трехфазное 380 В/50 Гц однофазное 220 В/50 Гц

Установленный срок службы, не менее, лет

10

Режим работы СИКНС

Непрерывный

Режим управления запорной арматурой

Ручной

Знак утверждения типа

наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Коли

чество

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Заводской номер 1

1 шт.

Системы измерений количества и показателей качества нефти сырой. Руководство по эксплуатации

ННГ 001.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки»

МП 0520-9-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0520-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР»

01 декабря 2016 года.

Основные средства поверки:

- передвижная поверочная установка по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений;

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «08» ноября 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/14209-16 от «30» ноября 2016 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Г азпромнефть -Ноябрьскнефтегаз»

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

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

Развернуть полное описание