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

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Умсейского месторождения Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2008
Дата протокола 04 от 28.03.08 п.28
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 30988
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 (СИКНСрДНС Умсейского 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 Умсейского 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, резервной и контрольной измерительных линий. В рабочей и резервной измерительных линиях установлены фильтр с датчиками давления, массовый расходомер, датчик давления с местным отсчетным устройством, входные и выходные задвижки. В контрольной измерительной линии установлены 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 измерения параметров качества нефти состоит из ручного пробоотборника и автоматического пробоотборников, индикатора расхода, поточного влагомера, датчика 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 резервную 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, влагосодержания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочей и резевной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную 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 и резервного 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                                   9 ... 50

Рабочий диапазон температуры нефти, °C                             +25 ... +35

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3                             760 ... 820

Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт)          2 ... 10

Рабочий диапазон давления нефти, МПа                              0,4 ... 1,0

Объемная доля воды фв, % объемные, не более                           10

Концентрация хлористых солей, мг/дм3                                10 ... 60

Массовая доля механических примесей, % массовые                 0,002 ... 0,005

Свободный газ

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

0 < фв < 5

5 < фв < 10

Электропитание:

отсутствует

±0,35 ±0,4

- 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 ROTAMASS RCCS38-M05D4SL/KS1/P3/BG/QR с преобразователем RCCF31 -AH2M/KF1 (Госреестр № 27054-04)

3

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

1

Датчик избыточного давления Метран100-Ех-ДИ-1161-11-МП-Н 0-050-1,6 МПа -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

5

Манометр точных измерений МТИ

3

Преобразователь расхода НОРД-М-40 в комплекте с магнитоиндукционным датчиком НОРД-И2У-02

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 Умсейского 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 Ум-сейского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание