Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) УПСВ-2 Карамовского 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-2 Карамовского 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 рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В рабочей и резервной измерительных линиях установлены фильтры с датчиками давления для контроля разности давления на них, массомер, датчик давления с токовым выходным сигналом, манометр, входная и выходная задвижки. В контрольной измерительной линии установлены массомер, датчик давления с токовым выходным сигналом, манометр, входная и выходная задвижки.
На выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.
На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, индикатора расхода, поточного влагомера, датчиков температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометра, термометра.
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного .
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему 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 содержание воды в нефти. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массоме-рами, после чего поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В измерительных линиях и выходном коллекторе датчики температуры и давления измеряют температуру и давление нефти. Результаты измерений массы, температуры, давления, вла-госодержания 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 массомеров, установленных в рабочих 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 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 | нефть |
| Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч | 9,1 ... 85 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °C | +45 ... +55 |
| Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 | 827 ... 835 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) | 4,7 ... 5,8 |
| Рабочий диапазон давления нефти, МПа | 0,6 ... 1,1 |
| Объемная доля воды фв, % объемные, не более | 4 |
| Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 25 |
| Массовая доля механических примесей, % массовые, не более | 0,006 |
| 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 |
Комплектность
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) | 1 |
| Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39-M08D4SL/KS1/P3/BG/QR с преобразователем RCCF31 (Госреестр № 27054-04) | 3 |
| Влагомер нефти поточный LC (Госреестр № 16308-02) | 1 |
| Датчик давления Метран 100Ех-ДИ (Госреестр № 22235-01) | 5 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06) | 2 |
| 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) | 4 |
| 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-2 Карамовского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 17.10.2008 г.
Основное поверочное оборудование:
- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ, пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема ±0,05 %;
- 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-2 Карамовского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.
