Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Юж-но-Харампурского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учетных операциях ООО "PH-Пурнефтегаз" (г. Губкинский).
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - счетчиков). Выходные сигналы счетчиков поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который вычисляет массу сырой нефти и массу нетто сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления и состоящей из узла измерительных линий, узла фильтров, узла измерений параметров нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа, системы обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система состоит из измерительных каналов массы, плотности, температуры и избыточного давления сырой нефти, разности давления на фильтрах, объемной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти через узел измерений параметров нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (Госреестр № 13425-06);
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (Госреестр № 1564406);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-05) с преобразователями измерительными 644 (Госреестр № 14683-04);
- преобразователи давления измерительные 3051 (Госреестр № 14061-04);
- преобразователь давления AUTROL модели АРТ3100 (Госреестр № 37667-08);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм модели УДВН-1пм1 (Госреестр № 14557-05);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 модификации ВСН-2-50-60 (Госреестр № 24604-07);
- ротаметр Н250 (Госреестр № 19712-08);
-комплекс измерительно-вычислительный "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") (Госреестр № 29179-05) с аттестованным программным обеспечением (свидетельство № 182201-08 от 15.09.2008 г., выданное ФГУП "ВНИИР") и защитой от несанкционированного доступа системой паролей и нанесением поверительного клейма на пломбировочные мастики на боковой панели прибора и на конверт с паролем "Поверитель".
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (Госреестр № 303-91);
- манометры для точных измерений типа МТИ модели 1246 (Госреестр № 1844-63);
- прибор УОСГ-ЮО СКП (Госреестр № 16776-06).
Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода сырой нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей и объемной доли свободного газа в химико-аналитической лаборатории, объемной доли воды поточным влагомером либо в химико-аналитической лаборатории;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности сырой нефти, объемной доли воды в сырой нефти и объемного расхода сырой нефти в узле измерений параметров нефти;
- измерение температуры и давления сырой нефти с применением показывающих средств измерений;
- периодическое измерение количества свободного газа в сырой нефти;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб";
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков с применением передвижной поверочной установки;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего счетчика с применением контрольно-резервного счетчика;
- автоматизированное и ручное управление запорной арматурой узла измерительных линий;
- ручное управление запорной арматурой узла измерений параметров нефти;
- автоматизированное и ручное управление регулирующей арматурой узла измерительных линий и узла измерений параметров нефти;
- автоматическое управление пробоотбором;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
— местный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений и поверки;
— контроль состояния и работоспособности оборудования, средств измерений и автоматики системы обработки информации;
- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики системы приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Основные технические и метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения
| Наименование характеристики | Значения характеристики |
| Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч (м3/ч) | от 59,3 (75) до 123 (150) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти до 5 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти до 30 % | ±0,35 ± 1,5 ±2,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти, °C | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления сырой нефти, % | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений разности давления на фильтрах, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности сырой нефти, кг/м3 | ±0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 6 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 20 до 60 % | ±0,1 ±0,2 ± 1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода сырой нефти через узел измерений параметров нефти, % | ±2,5 |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 790 до 820 |
| Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °C | от 10 до 30 |
| Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа | от 0,5 до 4,0 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 30 |
| Объемная доля свободного газа в сырой нефти, %, не более | 1,0 |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая и 1 контрольно-резервная) |
| Режим работы | непрерывный |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения ООО "PH-Пурнефтегаз". Методика поверки", утвержденная ФГУП "ВНИИР".
Поверка
Поверку системы проводят по инструкции "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения ООО "PH-Пурнефтегаз". Методика поверки", утвержденной ФГУП "ВНИИР".
Межповерочный интервал - один год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
Заключение
Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
