Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-6 Суторминского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти при ее перекачке на ЦППН-1 Суторминского месторождения филиала «Му-равленковскнефть» ОАО Тазпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
Область применения: ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" ДНС-6 Суторминского месторождения.
Описание
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и блока обработки информации (БОИ).
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих и контрольной измерительных линий. В рабочих измерительных линиях установлены фильтры с контрольными манометрами, массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. В контрольной измерительной линии установлены массовый расходомер, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе СИКНС установлены датчик давления и датчик температуры с токовым выходными сигналами. На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического пробоотборника, индикатора расхода, поточного влагомера, манометра с местным отсчетным устройством, термометра, датчика давления и датчика температуры с токовыми выходными сигналами.
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного.
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном 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. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Результаты измерений массы, температуры, давления, 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 брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочих измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию. На контрольной измерительной линии имеется возможность подключения передвижной поверочной установки. 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 рабочего массомера по контрольному массомеру;
- 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.
Лист 3
Листов 4
Технические характеристики
| Измеряемая среда | нефть |
| Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч | от 25 до 280 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °C | от +20 до +45 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 860 до 980 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) | от 4 до 12 |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | от 0,4 до 4 |
| Объемная доля воды д>в, % объемные | от 70 до 74 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 3 до 900 |
| Массовая доля механических примесей, % массовые | от 0,002 до 0,5 |
| Свободный газ | отсутствует |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при изме | |
| рении массы нефти, % | ±15% |
| 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 | +15 ...+25 |
| - блок обработки информации | +15 ...+25 |
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) | 1 |
| Счетчик-расходомер массовый ROTAMASS RCCS39/IR- M10D4SL/KS1/P3/BG/QR1 с преобразователем RCCF31-AH2M/KF1 (Госреестр № 27054-09) | 3 |
| Влагомер нефти поточный ВСН-2 (Госреестр № 24604-07) | 1 |
| Преобразователь давления измерительный Метран-100-Ех-Ди (Госреестр № 22235-08) | 2 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСМУ-Ех(Госреестр№ 18849-05) | 2 |
| Автоматический пробоотборник "Стандарт-A" с блоком программного управления БПУ-А | 1 |
| Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 | 1 |
| Манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63) | 1 |
| Манометр показывающий МП4-У | 4 |
| Турбинный преобразователь расхода жидкости Норд-40 | 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-6 Суторминского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 27.11.2009 г.
Основное поверочное оборудование:
- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ;
- 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 газа. Общие метрологические и технические требования".
Техническая документация ООО " Ноябрьскнефтегаз-проект".
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-6 Суторминского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
