Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-1а Крайнего месторождения

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-la Крайнего 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-la Крайнего 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, датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометр, входная и выходная задвижки. В контрольной измерительной линии установлены массомер, датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометр, входная и выходная задвижки.

На выходном коллекторе блока измерительных линий установлен датчик давления с токовым выходным сигналом.

На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического пробоотборников с возможностью ручного отбора пробы, 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

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 фв, % объемные, не более

Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

Массовая доля механических примесей, % массовые, не более

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

нефть

49,2 ... 78,3 +38 ... +45 820 ... 870

4 ... 10

0,6 ... 1,2

10

900

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-1а Крайнего 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 ДНС-1а Крайнего месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.