Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения

Назначение

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.

Описание

Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.

Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:

1) Блок измерительных линий (БИЛ).

2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.

3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.

4) Блок фильтров (далее - БФ).

Состав СИКНС представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав СИКНС

Наименование и тип средства измерений

Место установки

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Счетчики-расходомеры массовые Micro

Motion мод. CMF 400

БИЛ

45115-10

Преобразователи измерительные 644

БИЛ, БИК

14683-09

Т ермопреобразователи сопротивления платиновые 65

БИЛ, БИК

22257-11

Датчики давления Метран-150 мод. Метран-150TG3

БИЛ, БИК

32854-09

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100-01

БИК

24604-12

Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ мод. ВСН-АТ.050.040.БМ-100

БИК

42678-09

Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835

БИК

52638-13

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

СОИ

57563-14

Примечание — В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений параметров нефти входит расходомер.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;

- отбор объединённой пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;

- поверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;

- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;

- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.

СИКНС может вести измерение массы одновременно с применением трёх измерительных линий.

Место расположения СИКНС, заводской номер БН 03 2014, на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения осуществляется согласно требований их описаний типа и/или МИ 3002-2006 и/или инструкции по эксплуатации СИКНС. Заводской номер СИКН указан ударным способом в виде цифрового обозначения на информационной табличке на входе в блок измерительных линий. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.

Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий вид СИКНС

Программное обеспечение

Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительновычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Идентификационные признаки ПО АРМ оператора СИКНС не выведены для индикации и недоступны пользователям системы.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

ИВК

Идентификационное наименование ПО

MBK

Номер версии ПО

06.25

Цифровой идентификатор ПО

1990

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

от 65 до 1090

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, %

±0,25

Продолжение таблицы 3

1

2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, %, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: - при определении массовой доли воды в лаборатории: от 0 до 5 включ. св. 5 до 15 включ. св. 15 до 20 включ.

- при использовании влагомера сырой нефти ВСН-2-50-100-01: св. 6 до 15 включ.

св. 15 до 35 включ.

св. 30 до 55 включ.

св. 55 до 65 включ.

св. 65 до 70 включ. св. 70 до 85 включ.

- при использовании влагомера сырой нефти ВСН-АТ.050.040.БМ-100: св. 6 до 15 включ.

св. 15 до 35 включ.

св. 30 до 55 включ.

св. 55 до 65 включ. св. 65 до 70 включ. св. 70 до 90 включ.

±1,0 ±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375)

±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375)

±(0,15 ф* - 1,25) ±(0,3 ф* - 9,5) ±10

±20

±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375)

±(0,15 ф* - 1,25) ±(0,3 ф* - 9,5) ±10

±20

Примечания

1 Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч.

2 ф - значение объёмной доли воды в измеряемой среде, %.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных линий

3 (2 рабочие

1 контрольно-резервная)

Характеристики измеряемой среды:

- температура, °С

- давление в измерительной линии, МПа

- плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре

+20 °С, кг/м3

- плотность пластовой воды при температуре +20 °С, кг/м3

- объёмная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более

- плотность газа в стандартных условиях, кг/м3

- объёмная доля растворённого газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3

от +20 до +50 от 0,3 до 4,0

от 830 до 905

от 1001 до 1020 90 от 0,7 до 1,4

от 0,1 до 20

Продолжение таблицы 4

1

2

- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более

- массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более

0,1

900

Режим работы

непрерывный

Условия эксплуатации:

Температура окружающего воздуха, °С - для первичных преобразователей - СОИ (ИВК и АРМ оператора)

от +5 до +35 от +18 до +25

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения

_

1 экз.

Инструкция по эксплуатации

_

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе ВЯ-1783/2023 «Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ПНС ДНС № 5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.47854.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».

Развернуть полное описание