Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой в районе К-201 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учетных операциях ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счётчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нём алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти, места для подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты.
Система состоит из шести (четырех рабочих, резервного и контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, объёмного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с измерительными преобразователями модели 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 13425-06;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (далее - ПП), Госреестр № 15644-06;
- преобразователи давления измерительные 40.4385, Госреестр № 40494-09;
- преобразователи давления измерительные 40.4382, Госреестр № 40494-09;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, Госреестр № 32460-06;
- влагомер нефти микроволновый МВН-1.1, Госреестр № 28239-04;
- счётчик нефти турбинный МИГ-32Ш в комплекте с первичным преобразователем НОРД-И2У, Госреестр № 26776-08;
- комплекс измерительно-вычислительный «МикроТЭК», Госреестр № 24063-06, свидетельство ФГУП «ВНИИР» об аттестации алгоритмов и программы № 1359014-07;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора системы с программным обеспечением МикроТЭК.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений типа МТИ (Госреестр № 1844-63);
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (Госреестр № 303-91).
Для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ предусмотрено место для подключения установки передвижной поверочной «ПУМА» на базе счетчиков-расходомеров массовых серии ELITE® (далее - передвижная ПУ).
Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, плотности, температуры, давления и объемной доли воды в сырой нефти;
- измерение температуры и давления сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- автоматическое измерение температуры и давления в БИЛ;
- автоматическое измерение температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти, объёмного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти;
- автоматическое измерение разности давления на фильтрах БИЛ, фильтрах и насосах блока измерений параметров сырой нефти;
- КМХ рабочих и резервного СРМ с применением контрольного СРМ;
- поверка и КМХ СРМ с применением передвижной ПУ в автоматизированном режиме;
- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта (воды, механических примесей, хлористых солей, свободного газа);
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;
- ручное и автоматизированное управление запорной арматурой;
- защита алгоритма и программы комплекса измерительно-вычислительного «МикроТЭК» и АРМ оператора системы от несанкционированного доступа;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Технические характеристики
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 1.
Таблица!
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | Сырая нефть |
| Рабочий диапазон расхода, т/ч | От 750 до 1550 |
| Рабочий диапазон плотности, кг/м3 | От 870 до 886 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) | От 9,2 до 31,5 |
| Верхний предел рабочего диапазона давления, МПа | 6,3 |
| Рабочий диапазон температуры, °C | От 40 до 60 |
| Массовая доля воды, %, не более | 1,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Массовая доля серы, %, не более | 1,8 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре сырой нефти, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Объемная доля свободного газа, %, не более | 1,0 |
| Растворённый газ | Отсутствует |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности сырой нефти, кг/м3 | ±0,3 |
| Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, % | ±0,05 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти, °C | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления сырой нефти, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, % | ±5,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Условия эксплуатации системы: |
| - температура в помещениях, где установлено оборудование системы, °C, не менее | 5 |
| - относительная влажность воздуха, % | От 50 до 80 |
| Параметры электропитания? > ........ |
| - напряжение переменного тока, В | 380,3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- единичный экземпляр системы в составе согласно руководству по эксплуатации;
- руководство по эксплуатации системы;
- инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в районе К-201 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки».
Поверка
Поверку системы проводят по инструкции «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в районе К-201 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР».
Интервал между поверками системы - один год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Заключение
Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой в районе К-201 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
