Номер по Госреестру СИ: 39585-08
39585-08 Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Чатылькинского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой (СИКНС) ДНС Чатылькинского 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 Чатылькинского месторождения.
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 "Нефтегазметрология".
Поверка
Поверка системы проводится в соответствии с документом "Система измерений количества и показателей качества нефти сырой ДНС Чатылькинского месторождения. Методика поверки", согласованной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в 17.11.2008 г.
Основное поверочное оборудование:
-
- установка трубопоршневая поверочная 1 или 2 разряда по ГОСТ Р 8.510 и поточный плотномер с абсолютной погрешностью не более 0,3 кг/м3;
-
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.
Межповерочный интервал - 1 год.
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерения параметров качества нефти (БИК) и блока обработки информации (БОИ).
Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерений разности давлений на них.
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих и резервно-контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены массомер, датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом, манометр, термометр, входная и выходная задвижки. На выходном коллекторе блока измерительных линий установлены датчики температуры и давления с токовым выходным сигналом.
На входном коллекторе СИКНС установлено пробозаборное устройство по ГОСТ 2517.
Блок измерения параметров качества нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, 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 через блок фильтров 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 массомерами, после чего поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. В выходном коллекторе и в измерительных линиях датчики температуры и давления измеряют температуру и давление нефти. 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 и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик массомеров, установленных в рабочих измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через резервно-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.
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) |
1 |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 300 (Госреестр № 13425-06) |
3 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-05) |
1 |
Преобразователи давления измерительные 40, мод. 4385 (Госреестр № 19422-03) |
5 |
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06) |
5 |
Автоматический пробоотборник "Стандарт-А" с блоком программного управления БПУ-А |
1 |
Ручной пробоотборник "Стандарт-Р" |
1 |
Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 |
1 |
Манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63) |
4 |
Манометр показывающий МП4-У |
5 |
Турбинный преобразователь расхода жидкости НОРД-М-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 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
нефть
13,6 ... 272
+10 ... +30
780 ... 825
3,0 ... 5,0
0,5 ... 3
10
100 ... 300
0,003 ... 0,05 отсутствует
±0,35
±0,4
380/220+10% 50+1
-40 ... +40
+5 ... +20
+15 ... +25
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Наименование |
Кол. (шт.) |
Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (Госреестр № 29179-05) |
1 |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 300 (Госреестр № 13425-06) |
3 |
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-05) |
1 |
Преобразователи давления измерительные 40, мод. 4385 (Госреестр № 19422-03) |
5 |
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Госреестр № 32460-06) |
5 |
Автоматический пробоотборник "Стандарт-А" с блоком программного управления БПУ-А |
1 |
Ручной пробоотборник "Стандарт-Р" |
1 |
Устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517 |
1 |
Манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63) |
4 |
Манометр показывающий МП4-У |
5 |
Турбинный преобразователь расхода жидкости НОРД-М-40 |
1 |
Источник питания |
2 |
Источник бесперебойного питания с батареей |
1 комплект |
Методика поверки |
1 |
Паспорт |
1 |