Рук

.С. Немиров

Изготовлена ЗАО «ИМС Инжиниринг» (г. Москва) по проектной документации ЗАО «ИМС Инжиниринг» (г. Москва). Заводской номер 01.

Система измерений количества и параметров нефти сырой при ДНС-207с Урмыш-линского месторождения ОАО «Татойлгаз» предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учётных операциях между ОАО «Татойлгаз» и ОАО «Татнефть».

Измерение массы сырой нефти проводится прямым методом динамических измерений.

Конструктивно система состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров нефти (БИК) и системы обработки информации (СОИ) и изготовлена из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного производства.

Блок измерительных линий состоит из одной рабочей и одной контрольной измерительных линий, которая может использоваться в качестве резервной. В измерительных линиях установлены массовые расходомеры, входные и выходные задвижки. На выходном коллекторе БИЛ установлены первичный преобразователь объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, датчики давления и температуры с токовыми выходными сигналами, манометр, термометр и пробозаборное устройство, для забора нефти в БИК.

Приложение к свидетельству №____________ Лист 2

об утверждении типа средств измерений                                   Листов 5

Блок измерений параметров нефти состоит из автоматического и ручного пробоотборников, индикатора расхода, поточного влагомера, датчиков давления и температуры с токовым выходным сигналом, манометра, термометра, прибора УОСГ-ЮОСКП.

Система обработки информации состоит из комплекса измерительновычислительного «ИМЦ-03» и автоматизированного рабочего места оператора «Rate АРМ оператора УУН».

Блок фильтров состоит из фильтров и средств измерений перепада давлений на них.

Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему через блок фильтров во входной коллектор блока измерительных линий. В блоке измерительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочую или резервноконтрольную измерительные линии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в выходной коллектор и далее на выход из системы. Часть нефти через пробозаборное устройство, установленное на выходном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок измерений параметров нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автоматического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти поточным влагомером. Результаты измерений массы, температуры, давления, влагосодержания сырой нефти в виде электрических сигналов поступают в систему обработки информации. В системе обработке информации проводится обработка результатов измерений. Масса нетто сырой нефти рассчитывается как разность массы сырой нефти и массы балласта (воды, хлористых солей, механических примесей и с учетом содержания свободного и растворенного газа).

При поверке массовых расходомеров, установленных в рабочей и резевно-контрольной измерительных линиях, нефть дополнительно проходит через подключаемую передвижную поверочную установку. Переключение из рабочего режима в режим поверки производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

• - измерение в автоматическом режиме массы сырой нефти;

• - измерение в автоматическом режиме параметров сырой нефти: температуры, давления, влагосодержания;

• - поверку и контроль метрологических характеристик массовых расходомеров по передвижной поверочной установке;

• - контроль метрологических характеристик рабочего массового расходомера по контольному;

• - автоматический отбор проб нефти;

• - регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчётов за разные периоды времени, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

• - 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.

Алгоритмы вычислений и программа обработки результатов измерений массы нефти комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-03 аттестованы (свидетельство № 68209-04 от 18.08.2004 г. ФГУП ВНИИР).

Алгоритм вычислений и программа обработки результатов измерений автоматизированного рабочего места «Rate АРМ оператора УУН» аттестованы (свидетельство о метрологической аттестации № 341014-07 от 23.03.2007г., ФГУП ВНИИР).

Рабочая среда

Рабочий диапазон температуры нефти, °C Плотность нефти, кг/м³

Объемная доля воды, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды при измерении влагомером нефти типа УДВН-1пмЗ, %

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности объемной доли воды при измерении первичным преобразователь объемной + ] о доли воды в нефти поточного влагомера ПИП-ВСН при содержании “ ’ воды в нефти до 10%, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений мае-сы нефти сырой, %                                               ’

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при содержании воды в нефти при измерении ±0,65 влагосодержания поточным влагомером УДВН-1пмЗ, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при измерении массовой доли воды в нефти ±1,05 по ГОСТ 2477, %

Электропитание:

• - напряжение питающей сети, В

  380/220±10%

  50±1

  от -35 до +40 от + 5 до +30 от +15 до +25

• - частота питающей сети, Гц

Температура окружающей среды, °C

• - блок измерительных линий

• - блок контроля качества

• - блок обработки информации * ф_в - значение объемной доли воды в нефти измеренное поточный влагомер УДВН-1пмЗ, %