Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-7А Суторминского месторождения

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС-7А Суторминского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти при ее перекачке на ЦППН-1 Суторминского месторождения филиала «Му-равленковскнефть» ОАО Тазпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"

Область применения: ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" Филиал "Мурав-ленковскнефть" ДНС-7А Суторминского 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 двух рабочих, одной резервной и одной контрольной измерительных линий. В рабочих, резервной и контрольной измерительных линиях установлены массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. В рабочих измерительных линиях дополнительно установлены фильтры и манометры. На выходном коллекторе СИКНС установлены датчик давления и датчик температуры с токовым выходными сигналами. На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.

Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического пробоотборника, ручного пробоотборника, индикатора расхода, поточного влагомера, манометра с местным отсчетным устройством, термометра, датчика давления и датчика температуры с токовыми выходными сигналами.

Блок обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного.

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического или ручного пробоотборников и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. 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 нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).

При контроле метрологических характеристик массового расходомера, установленного 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 рабочего массомера 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.

Приложение к свидетельству № об утверждении типа средств измерений

Лист 3

Листов 4

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 <рв, % объемные, не более

Концентрация хлористых солей, мг/дм3

Массовая доля механических примесей, % массовые

Свободный газ

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

нефть от 25 до 900 от +25 до +35 от 890 до 950 от 4 до 12 от 0,4 до 0,9 от 70 до 77 от 0 до 900 от 0,002 до 0,5

отсутствует

±15%

380/220+10%

50±1

от -40 до +40 от +15 до +25 от +15 до +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-7А Суторминского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 27.11.2009 г.

Основное поверочное оборудование:

- установка проливочная УПСЖ - 600/ВМ;

- 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 " Ноябрьскнефтегаз-проект ".

Заключение

Тип системы измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-7А Суторминского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.