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

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Меретояхинского месторождения

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 04 от 28.03.08 п.29
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 30989
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 Меретояхинского 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 "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" ДНС Меретояхинского месторождения.

Описание

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

Конструктивно система состоит из блока измерительных линий, блока измерения параметров качества нефти и блока обработки информации.

Блок измерительных линий состоит из рабочей измерительной линии и резервноконтрольной измерительной линии. В каждой измерительной линии установлены фильтр с датчиками давления, массовый расходомер, датчик давления с местным отсчетным устройством, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.

Блок контроля качества нефти состоит из ручного пробоотборника, автоматического пробоотборника, индикатора расхода, поточного влагомера, датчиков давления с местным отсчетным устройством.

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 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 измерение содержание воды в нефти поточным влагомером. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервно-контрольную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и 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, 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 массового расходомера, установленного в рабочей измерительной линии, нефть дополнительно проходит через резервноконтрольную измерительную линию. 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 расходомера по контрольному расходомеру.

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

ф ормирование, 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

4,9 ... 26 +20 ... +40 750 ... 820

1,5 ...4

0,7 ... 1,5

10

10 ... 60 0,002 ... 0,01 отсутствует

Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, °C Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) Рабочий диапазон давления нефти, МПа Объемная доля воды (рв, % объемные, не более Концентрация хлористых солей, мг/дм3

Массовая доля механических примесей, % массовые Свободный газ

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти при содержании объемной доли воды в сырой нефти фв в % объемных, %

0 < фв < 5

±0,35

5 < фв < 10

±0,4

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

Комплектность

Наименование

Кол. (шт.)

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

1

Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROT AMASS RCCS38-M08D4SL/KS1/P3/BG/QR с преобразователем RCCF31 -АН2 М/КН (Госреестр № 27054-04)

2

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-05)

1

Датчик избыточного давления Метран 100-Ех-ДИ-1161-11-МП-П 0-050-1,6МПа -42-С-ДП-М20 (Госреестр № 22235-01)

1

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

1

Автоматический пробоотборник "Стандарт-A" в комплекте с блоком программного управления БПУ-А

1

Ручной пробоотборник "Стандарт-Р"

1

Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517

1

Манометр показывающий МП4-У

6

Манометр точных измерений МТИ

2

Индикатор расхода НОРД-М-40 с НОРД-И2у

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 Меретояхинского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 20.12.2007 г.

Основное поверочное оборудование:

- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ;

- 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 измеряемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".

Техническая документация ООО "Нефтегазметрология".

Заключение

Тип системы измерения количества и показателей качества нефти сырой ДНС Ме-ретояхинского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание