Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 Новогоднего месторождения. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 Новогоднего месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 13 от 11.12.08 п.20
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 33696
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Новогоднего месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти.

Область применения: ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" ДНС-2 Новогоднего месторождения.

Описание

Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.

Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ) и блока обработки информации (БОИ).

Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерений разности давлений на них.

Блок измерительных линий состоит из двух рабочих, одной резервно-контрольной измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены массовый расходомер, датчик давления, входная и выходная задвижки.

На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

В выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.

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

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного .

Блок ТПУ состоит из стационарной трубопоршневой установки в комплекте с преобразователями температуры и давления, манометрами, термометрами и входной и выходной задвижек.

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему через блок регуляторов давления, блок фильтров и проходит во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через щелевое пробозаборное устройство, установленное во входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического или ручного пробоотборника и измерения плотности и содержание воды в нефти. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, после чего поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В выходном коллекторе датчики температуры и давления измеряют температуру и давление нефти. Результаты измерений массы, температуры, давления, плотности, 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 и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров, установленных в рабочих или резервной измерительной линии, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию или блок ТПУ. 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 рабочих расходомеров по контрольному расходомеру.

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- формирование, хранение и выдачу на печать оперативного, суточного, месячного отчетов и отчетов за выбранный интервал времени (2 часа, 12 часов, сутки);

- формирование паспорта качества;

- 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.

Технические характеристики

Измеряемая среда

нефть

Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч

8,5 ... 170

Рабочий диапазон температуры нефти, °C

+30 ... +42

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

781 ... 796

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

1 ... 3

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

0,25 ... 3,5

Объемная доля воды фв, % объемные, не более

2

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

100 ... 900

Массовая доля механических примесей, % массовые

0,03 ... 0,05

Свободный газ

отсутствует

Пределы допускаемой относительной погрешности при изме

рении массы нефти, %

±0,35

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

380/220+10%

- частота питающей сети, Гц

50+1

Температура окружающей среды, °C

- блок измерительных линий

-40 ... +40

- блок контроля качества

+5 ...+20

- блок обработки информации

+15 ... +25

- блок ТПУ

+15 ... +25

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05)

1

Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROT AMASS RCCS39-M10D4SL/KS1/P3/BG/QR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 2705404)

3

Влагомер нефти поточный LC (Госреестр № 16308-02)

1

Преобразователи давления измерительные 40, мод. 4385 (Госреестр № 19422-03)

8

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

8

Денсиметр Sarasota FD-960 (Госреестр № 19879-06)

Установка трубопоршневая Сапфир-М-300 (Госреестр № 23520-07)

1

Автоматический пробоотборник "Стандарт-А" с блоком программного управления БПУ-А

1

Ручной пробоотборник "Стандарт-Р"

1

Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517

1

Манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63)

10

Расходомер турбинный TurboQuant (Госреестр № 15209-01)

1

Источник питания

2

Источник бесперебойного питания с батареей

1 комплект

Методика поверки

1

Паспорт

1

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта.

Поверка

Поверка системы проводится в соответствии с документом "Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 Новогоднего месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 22.09.2008 г.

Основное поверочное оборудование:

- передвижная трубопоршневая поверочная установка 1 разряда по ГОСТ Р 8.510;

- ареометры первого разряда;

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

Межповерочный интервал - 1 год.

Нормативные документы

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

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

Техническая документация ООО "Нефтегазметрология".

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 {овогоднего месторождения утвержден с техническими и метрологическими характери-тиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в экс-шуатации.

Развернуть полное описание