Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе нефтепарка "Зимняя Ставка"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе нефтепарка "Зимняя Ставка" (далее - система) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти месторождений Русский Хутор, Восточно-Безводное, Пушкарское, Путиловское, Правобережное, Поварковское, Камышовое, Байджановское, Надеждинское, Зимне-Ставкинское, сдаваемой в межцеховый нефтепровод с последующей перекачкой в цех подготовки нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью расходомеров массовых (РМ) с пределами допускаемой относительной погрешности, установленными ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования". Выходные сигналы измерительных преобразователей РМ по линиям связи поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления, размещенных в блоке фильтров, блоке измерительных линий, блоке измерений параметров сырой нефти. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Средства измерений величин и связующие компоненты, входящие в состав системы, объединены в измерительные каналы.

Система состоит из двух (одного рабочего и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, измерительных каналов плотности, температуры, избыточного давления сырой нефти, разности давления на фильтрах, объёмной доли воды в сырой нефти, объёмного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти.

В состав измерительных каналов системы и системы в целом входят следующие средства измерений:

- расходомеры массовые Promass F83 (Госреестр № 15201-05);

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (Госреестр № 15644-06);

- преобразователи давления измерительные Cerabar S РМР (Госреестр № 16779-04);

- преобразователь измерительный Deltabar S PMD (Госреестр № 16781-04);

- термопреобразователи сопротивления платиновые TR61 (Госреестр № 26239-06) в комплекте с преобразователями измерительными iTemp HART ТМТ 182 (Госреестр № 26239-06);

- влагомер нефти микроволновый МВН-1 (Госреестр № 28239-04);

- расходомер ультразвуковой "Katflow" модели Katflow 120 (Госреестр № 33943-07);

- линии связи*;

- измерительно-вычислительный контроллер OMNI-6000 (Госреестр № 15066-04, свидетельство ФГУП "ВНИИР" о метрологической аттестации алгоритма вычислений и программы обработки результатов измерений № 67-05-09);

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (Госреестр № 26803-06);

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (Госреестр № 303-91).

Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих основных функций:

- автоматические измерения массового расхода и массы сырой нефти;

- автоматические измерения плотности сырой нефти, объёмной доли воды в сырой нефти, разности давления на фильтрах, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти;

- измерения температуры и избыточного давления сырой нефти (автоматические и с помощью показывающих средств измерений температуры и давления);

- поверка РМ с помощью передвижной трубопоршневой поверочной установки и преобразователя плотности жидкости измерительного в автоматизированном режиме;

- контроль метрологических характеристик рабочего РМ по контрольному РМ в автоматизированном режиме;

- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

* Типы и характеристики линий связи соответствуют требованиям технической документации фирм-изготовителей средств измерений величин и обеспечивают пренебрежимо малое значение составляющих погрешности измерительных каналов величин, вносимых связующими компонентами.

- защита алгоритма и программы измерительно-вычислительного контроллера OMNI-6000 и автоматизированного рабочего места оператора от несанкционированного доступа;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Технические характеристики

- рабочая среда                                             сырая нефть;

- рабочий диапазон массового расхода, т/ч                    от 20 до 120;

- массовая доля воды, %, не более

- массовая доля механических примесей, %, не более

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

- объёмная доля свободного газа, %, не более

- содержание растворенного газа                             отсутствует;

- пределы допускаемой относительной погрешности

измерительных каналов массы сырой нефти, %, не более                  ± 0,25;

- пределы допускаемой относительной погрешности

контрольного измерительного канала массы сырой нефти, %, не более ± 0,20;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерительного канала плотности, кг/м3, не более                          ± 0,3;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерительных каналов температуры, °C, не более                         ± 0,2;

- пределы допускаемой приведенной погрешности

измерительных каналов давления, %, не более                             ± 0,5;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерительного канала объемной доли воды в диапазоне от 0 %

до 4 % (в диапазоне от 4 % до 10 %), %, не более                    ± 0,05 (0,15);

- пределы допускаемой относительной погрешности

измерительного канала объемного расхода в блоке измерений

параметров сырой нефти, %, не более                                    ±5,0.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы.

Комплектность

1. Единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации.

2. Инструкция по эксплуатации системы.

3. Инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе нефтепарка "Зимняя Ставка". Методика поверки".

Поверка

Поверку системы проводят по инструкции "ГСП. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе нефтепарка "Зимняя Ставка". Методика поверки", утвержденной ФГУП "ВНИИР".

Межповерочный интервал - один год.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСП. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".

Заключение

Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой на выходе нефтепарка "Зимняя Ставка" утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.