Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси.
При прямом методе динамических измерений массу нефтегазоводяной смеси измеряют с помощью счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ЭМИС-МАСС 260», и результат измерений получают непосредственно. Выходные электрические сигналы счетчика-расходомера массового кориолисового «ЭМИС-МАСС 260» поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК), который преобразует их в массу нефтегазоводяной смеси.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий (далее - БИЛ), в состав которого входит одна рабочая измерительная линия (далее - ИЛ 1) и одна контрольно-резервная измерительная линия (далее - ИЛ 2), блока измерений показателей качества (далее - БИК), блока фильтров, системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКНС и ее компоненты.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1
| Наименование измерительного компонента | Количество измерительных компонентов (место установки) | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик-расходомер массовый кориолисовый «ЭМИС-МАСС 260» | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 77657-20 |
| Преобразователь давления измерительный СДВ | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК) | 28313-11 |
| Термопреобразователь универсальный ТПУ 0304, мод. ТПУ 0304Exd/M1-H | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИК) | 50519-17 |
| Расходомер-счётчик жидкости «РВШ-ТА» | 2 (БИК) | 78390-20 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 2 (БИК) | 24604-12 |
| Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» | 1 (СОИ) | 52866-13 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС не предусмотрена. Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места «Генератор отчетов АБАК REPORTER» (далее - АРМ оператора). ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНС в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ИВК и ПО АРМ оператора СИКНС приведены в таблице 2
| Идентификационн ые данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентификационн ое наименование ПО | Abak. bex | § 8 сЗ ^ ад in Й | mivisc. bex | mi354 8.bex | ttriso.be x | AbakC2 .bex | LNGmr 273.bex | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификацион ный номер) ПО | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.0 | 1.2.5.16 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 40690 91340 | 3133109 068 | 3354585 224 | 23335 58944 | 1686257 056 | 2555287 759 | 3623190 64 | ef9f814ff4180 d55bd94d0deb d230d76 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | MD5 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 12 до 140 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Примечание - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируется в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦШШ № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40724) |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от - 40 до + 40 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | (380±38)/(220±22) 50±1 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| 1 | 2 |
| Измеряемая среда со следующими параметрами: - избыточное давление измеряемой среды, МПа -температура измеряемой среды, °С - кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - объемная доля воды, %, - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа | нефтегазоводяная смесь от 0,1 до 4,0 от 0 до + 40 от 0 до 30 от 845 до 875 от 0 до 100 от 100 до 5 000 от 0,01 до 0,05 от 0 до 10 не допускается |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количест во |
| 1 | 2 | 3 |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦШ1Н № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз», зав. № 494882 | - | 1 шт. |
| Технологическая инструкция СИКНС | П1-01.05 ТИ-026 ЮЛ-035 | 1 экз. |
| Формуляр на СИКНС | - | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 20-01653-24-2021 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2021.40724).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ЦППН № 2 УПСВ «Мочалеевская» АО «Самаранефтегаз»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
83989-21: Методика поверкиСкачать5.4 Мб