Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Северо-Янгтинского месторождения
Номер в ГРСИ РФ: | 37411-08 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Нефтегазметрология", г.Уфа |
37411-08: Описание типа СИ | Скачать | 248.7 КБ |
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 Северо-Ягтинского месторождения.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 37411-08 |
Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Северо-Янгтинского месторождения |
Технические условия на выпуск | тех.документация ООО |
Класс СИ | 29.01.04 |
Год регистрации | 2008 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 31105 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 04 от 28.03.08 п.182 |
Производитель / Заявитель
ООО "Нефтегазметрология", г.Уфа
Россия
450005, ул.Мингажева,156, Тел./факс (347) 228-90-60
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Зарегистрировано поверок | 4 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
37411-08: Описание типа СИ | Скачать | 248.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС Северо-Янгтинского 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 Северо-Янгтинского месторождения.
Описание
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерения параметров качества нефти и блока обработки информации.
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих измерительных линий и контрольно-резервной измерительной линии. В каждой 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 автоматического пробоотборника, индикатора расхода, поточного влагомера, датчика давления с местным отсчетным устройством.
Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерений разности давлений на них, входных и выходных задвижек.
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного.
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть по входному трубопроводу поступает в систему, проходит через блок фильтров и поступает в блок измерительных линий.. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное в во входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью пробоотборника и измерение содержание воды в нефти поточным влагомером. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие 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 нефти рассчитывается как разность массы сырой 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 рабочих 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 ... 120
Рабочий диапазон температуры нефти, °C +35 ... +55
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 810 ... 850
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм2/с (сСт) 2 ... 10
Рабочий диапазон давления нефти, МПа 1 ... 2
Объемная доля воды <рв, % объемные, не более 2
Концентрация хлористых солей, мг/дм3 10 ... 60
Массовая доля механических примесей, % массовые 0,002 ... 0,005
Свободный газ
отсутствует
±0,35
380/220+10%
50+1
-40 ... +40
+5 ... +20
+15 ... +25
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти, %
Электропитание:
- напряжение питающей сети, В
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды, °C
- блок измерительных линий
- блок контроля качества
- блок обработки информации
Комплектность
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) |
1 |
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROT AMASS RCCS39-M10D4SL/KS1/P3/BG/QR1 с преобразователем RCCF31 -АН2 М/КН (Госреестр № 27054-04) |
3 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм (Госреестр № 14557-05) |
1 |
Датчик избыточного давления Метран100-Ех-ДИ-1161-11-МП-П0-050-2,5МПа-42-С-ДП-М20 (Госреестр № 22235-01) |
1 |
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06) |
1 |
Автоматический пробоотборник "Стандарт-АЛ" |
1 |
Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 |
1 |
Манометр показывающий МП4-У |
3 |
Манометр точных измерений МТИ |
3 |
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 ДПС Северо-Янгтинского 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 измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Се-веро-Янгтинского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.