Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО "Татойлгаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО "Татойлгаз"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д3 от 29.07.10 п.55
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 41078
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамак-ского месторождения ОАО «Татойлгаз» предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётно-расчётных операциях между ОАО «Татойлгаз» и ОАО «Татнефть».

Описание

Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.

Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства.

Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной резервноконтрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе БИЛ установлены первичный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, индикатор фазового состояния, датчики давления и температуры с токовыми выходными сигналами, манометр, термометр и пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

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

Система обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» (рабочий и резервный) и автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора У УН».

Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерения перепада давлений на них.

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему через блок фильтров во входной коллектор блока измерительных линий. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или контрольнорезервную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном 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. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания сырой нефти в виде электрических сигналов поступают в систему обработки информации. В системе обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто сырой нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочей и контрольно-резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через подключаемую передвижную поверочную установку. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических характеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме массы сырой нефти;

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

- поверку и контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по передвижной поверочной установке по ГОСТ 8.510;

- автоматический отбор проб нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

- 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.

Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).

Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Rate АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 341014-07 от 23.03.2007г., ФГУП ВНИИР).

Приложение к свидетельству №____________

Лист 3

об утверждении типа средств измерений

Листов 5

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть сырая

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

20-60

Диапазон измерений температуры, °C

+5 - +40

Диапазон измерений давления, МПа

0,6 - 4,0

Диапазон измерений объемной доли воды, %

0,1-30,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C

±0,2

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

±0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пмЗ, %

±(0,15+0,0 Гфв )

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности объемной доли воды при измерении первичным преобразователь объемной доли воды в нефти ПВ ПИП-ВСН при содержании воды в нефти до 30%, %.

± 1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании воды в нефти до 20%, %

±1,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании воды в нефти до 30%, %

±2,5

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

380/220±10%

- частота питающей сети, Гц Температура окружающей среды, °C

50±1

- блок измерительных линий

от + 5 до +40

- блок контроля качества

от + 5 до +40

- блок обработки информации

от +15 до +25

фв - значение объемной доли воды в нефти измеренное ПВ УДВН-1пмЗ, %

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы.

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03 (Госреестр № 19240-05)

2

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (Госреестр № 13425-06)

2

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

1

Наименование

Кол. (шт.)

Преобразователь первичные измерительные объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН (Госреестр № 19850-04)

1

Преобразователь давления измерительный 3051 TG (Госреестр № 14061-04)

3

Преобразователь измерительный 644ЕН с датчиком температуры (№ 14683-04)

2

Преобразователь давления измерительный 3051 CD (Госреестр № 14061-04)

2

Автоматизированное рабочее место оператора «Rate АРМ оператора УУН»

1

Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517

1

Автоматический пробоотборник «Стандарт А-50»

2

Ручной пробоотборник «Стандарт-Р»

1

Манометр МТИ-4,0 МПа (Госреестр № 1844-63)

6

Термометр ТЛ-4 (Госреестр № 1844-63)

4

Счетчик нефти турбинный МИГ-40-4,0 (Госреестр № 26776-08)

1

Индикатор фазового состояния ИФС-1 в-700

1

Источник бесперебойного питания с батареей

1 комплект

Руководство по эксплуатации

1

Методика поверки

1

Паспорт

1

Поверка

Поверку системы проводят по инструкции «ГСП. Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО «Татойлгаз». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18.06.2010 г.

Основное поверочное оборудование:

- передвижная поверочная установка 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510;

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

Межповерочный интервал - 1 год.

Нормативные документы

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

Техническая документация ЗАО «ИТОМ», г. Ижевск.

Заключение

Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-9 Урустамакского месторождения ОАО «Татойлгаз» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Приложение к свидетельству №

Лист 5

об утверждении типа средств измерений

Листов 5

Развернуть полное описание