Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) УПСВ-1 Вынгапуровского 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" УПСВ-1 Вынгапуровского 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), блока обработки информации (БОИ) и блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).
Блок измерительных линий состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В рабочей и резервной измерительных линиях установлены фильтр с датчиками давления для контроля разности давления на нем, массовый расходомер, датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометр, термометр, входная и выходная задвижки. В контрольной измерительной линии установлены массовый расходомер, датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометр, термометр, входная и выходная задвижки.
На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, индикатора расхода, двух поточных влагомеров, поточного плотномера, манометра с местным отсчетным устройством и термометра.
Блок ТПУ состоит из стационарной трубопоршневой установки в комплекте с преобразователями температуры и давления, манометрами, термометрами и входной и выходной задвижек.
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 или ручного пробоотборника и измерение плотности нефти поточным плотномером и содержания 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, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В измерительных линиях 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 массовых расходомеров, установленных в рабочей или резервной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через контрольную измерительную линию и 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;
и змерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления, плотности, влагосодержания;
- контроль метрологических характеристик рабочих массомеров 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.
Технические характеристики
| Измеряемая среда 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, % Электропитание: | нефть 78 ...265 +10 ... +30 780 ... 830 6 ... 7,8 0,5 ... 1,1 4 100 ... 300 0,003 ... 0,05 отсутствует ±0,35 |
| - напряжение питающей сети, В - частота питающей сети, Гц Температура окружающей среды, °C - блок измерительных линий - блок контроля качества - блок обработки информации - блок ТПУ | 380/220+10% 50+1 -40 ...+40 +5 ... +20 +15 ... +25 +15 ... +25 |
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) | 1 |
| Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROT AMASS RCCS39/IRM10D4SL/KS1/P3/BG/QR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-04) | 3 |
| Влагомер нефти поточный LC (Госреестр № 16308-02) | 1 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835В (Госреестр № 15644-06) | 1 |
| Датчики давления Метран-55-Ех-ДИ (Госреестр № 18375-03) | 6 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06) | 5 |
| 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) | 6 |
| Манометр показывающий МП4-У | 4 |
| Турбинный преобразователь расхода жидкости НОРД-М-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 УПСВ-1 Вынгапуровского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 22.09.2008 г.
Основное поверочное оборудование:
- передвижная трубопоршневая поверочная установка I разряда по ГОСТ Р 8.510;
- 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 "Нефтегазметрология".
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти сырой УПСВ-1 Вынгапуровского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
