Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-2 Сугмутского месторождения

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Сугмутского 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 Тазпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" ДНС-2 Сугмутского месторождения.

Описание

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

Конструктивно система состоит из блока измерительных линий, блока измерения параметров качества, блока обработки информации, блока фильтров и трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).

Блок измерительных линий состоит из двух рабочих измерительных линий и одной резервно-контрольной измерительной линии. В каждой измерительной линии установлен турбинный преобразователь расхода, датчик давления, входные и выходные задвижки.

На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

В выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики давления с токовым выходным сигналом и с местным показывающем устройством.

Блок фильтров состоит из фильтров и датчиков давления.

Блок контроля качества нефти состоит из фильтра, ручного пробоотборника «Стандарт-?», автоматического пробоотборника «Стандарт-А», поточных плотномера и влагомера, индикатора расхода, датчиков температуры и давления с токовым выходным сигналом и с местным показывающем устройством.

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного .

На входе и выходе ТПУ установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть через блок фильтров поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий, где проводится измерение объема нефти турбинными преобразователями расхода и давления нефти - датчиками давления, после чего поступает далее на выход из системы.

Часть нефти через пробозаборное устройство поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение плотности, температуры, давления нефти, содержание воды в нефти соответственно поточным плотномером, датчиками температуры и давления, поточным влагомером.

Результаты измерений объема, плотности, температуры, давления, влагосодержа-ния нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса брутто нефти рассчитывается как произведение объема и плотности нефти, приведенных к одинаковым условиям.

Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

Контроль метрологических характеристик турбинных преобразователей расхода в рабочих измерительных линиях проводится с помощью турбинного преобразователя расхода в резервно-контрольной измерительной линии. Контроль метрологических характеристик турбинного преобразователя расхода резервно-контрольной линии проводится по ТПУ. Поверка турбинных преобразователей расхода всех измерительных линий проводится по ТПУ.

Система обеспечивает:

- измерение в автоматическом режиме объема и массы нефти;

- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: плотности, температуры, давления, влагосодержания;

- контроль метрологических характеристик рабочих расходомеров по контрольному расходомеру.

- поверку расходомеров по ТПУ

автоматический и ручной отбор пробы нефти;

формирование, хранение и выдачу на печать текущего, 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

Комплектность

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-2 Сугмутского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 15.04.2008 г.

Основное поверочное оборудование:

- трубопоршневая поверочная установка Сапфир М-300-6,3;

- 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 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 ДНС-2 Сугмутского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.