Номер по Госреестру СИ: 42900-09
42900-09 Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-7А Суторминского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
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 "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
Область применения: ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" Филиал "Мурав-ленковскнефть" ДНС-7А Суторминского месторождения.
Внешний вид.
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-7А Суторминского месторождения
Рисунок № 1
Знак утверждения типа
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические 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 ".
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.
СОГЛАСОВАНО
В.Н. Яншин
"ВНИИМС"
2009 г.
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС-7А Суторминского месторождения |
Внесена в Государственный реестр средств измерений f Регистрационный |
Изготовлена по технической документации ООО "Ноябрьскнефтегаз-проект", г.
Ноябрьск. Заводской номер 1.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯСистема 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 "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
Область применения: ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" Филиал "Мурав-ленковскнефть" ДНС-7А Суторминского месторождения.
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.
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) |
1 |
Счетчик-расходомер массовый ROTAMASS RCCS39/IR- M10D4SL/KS1/P3/BG/QR1 с преобразователем RCCF31-AH2M/KF1 (Госреестр № 27054-09) |
4 |
Влагомер нефти поточный ВСН-2 (Госреестр № 24604-07) |
1 |
Преобразователь давления измерительный Метран-100-Ех-Ди (Госреестр № 22235-98) |
2 |
Преобразователь температуры ТСМУ Метран-274 (Госреестр №21968-06) |
2 |
Автоматический пробоотборник "Стандарт-A" с блоком программного управления БПУ-А |
1 |
Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 |
1 |
Манометр показывающий МП4-У |
4 |
Манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63) |
1 |
Турбинный преобразователь расхода жидкости Норд-40 |
1 |
Источник питания |
2 |
Источник бесперебойного питания с батареей |
1 комплект |
Методика поверки |
1 |
Паспорт |
1 |
Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта.
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
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) |
1 |
Счетчик-расходомер массовый ROTAMASS RCCS39/IR- M10D4SL/KS1/P3/BG/QR1 с преобразователем RCCF31-AH2M/KF1 (Госреестр № 27054-09) |
4 |
Влагомер нефти поточный ВСН-2 (Госреестр № 24604-07) |
1 |
Преобразователь давления измерительный Метран-100-Ех-Ди (Госреестр № 22235-98) |
2 |
Преобразователь температуры ТСМУ Метран-274 (Госреестр №21968-06) |
2 |
Автоматический пробоотборник "Стандарт-A" с блоком программного управления БПУ-А |
1 |
Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 |
1 |
Манометр показывающий МП4-У |
4 |
Манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63) |
1 |
Турбинный преобразователь расхода жидкости Норд-40 |
1 |
Источник питания |
2 |
Источник бесперебойного питания с батареей |
1 комплект |
Методика поверки |
1 |
Паспорт |
1 |