Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-3 Сугмутского месторождения

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-3 Суг-мутского 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" ДНС-3 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 нефти и блока обработки информации.

Блок измерительных линий состоит из трех рабочих, одной резервной и одной контрольной измерительных линий. В каждой рабочей и резервной измерительных линиях установлены фильтр с датчиками давления, турбинный преобразователь расхода, преобразователь давления, входные и выходные задвижки.

На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

В выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.

Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического пробоотборника «Стандарт-АЛ» с возможностью ручного отбора проб, поточных плотномера и влагомера, индикатора расхода, датчиков температуры и давления.

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного .

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть 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 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 и резервных измерительных линиях проводится с помощью турбинного преобразователя расхода в контрольной измерительной линии. Поверка турбинных преобразователей расхода проводится по передвижной 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.

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

Измеряемая среда

нефть

120 ... 1000 +40 ... +55

830 ... 870

Рабочий диапазон расхода нефти, м3/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 фв, % объемные, не более

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

Массовая доля механических примесей, % массовые

Свободный газ

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

О < фв < 5

5 < фв < 10

Электропитание:

- напряжение питающей сети, В

- частота питающей сети, Гц

Температура окружающей среды, °C

- блок измерительных линий

- блок контроля качества

- блок обработки информации

4 ... 10

1,0 ... 2,5

10

10 ... 60 0,004 ... 0,01 отсутствует

±0,35 ±0,4

380/220+10% 50+1

-40 ... +40 +5 ... +20 +15 ... +25

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-3 Сугмутского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 15.04.2008 г.

Основное поверочное оборудование:

- трубопоршневая поверочная установка;

- 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-3 Сугмутского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.