Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская (далее - СИКНС) предназначена для измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси и определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (далее - ИВК) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений массового расхода, давления, температуры и объемной доли воды.
Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
К настоящему типу средства измерений (далее - СИ) относится Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская с заводским номером 928911.
Конструктивно СИКНС состоит из:
- блока фильтров;
- блока измерительных линий (далее - БИЛ): одна рабочая и одна резервно-контрольная измерительные линии;
- блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК);
- узла подключения турбопоршневой поверочной установки;
- технологических и дренажных трубопроводов;
- системы обработки информации (далее - СОИ).
Автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора) входит в состав СОИ.
В состав СИКНС входят следующие СИ:
- Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный номер 77657-20);
- Датчики давления ЭМИС-БАР, мод. ЭМИС-БАР 103 (регистрационный номер 7288818);
- Датчики давления Метран-55, мод. Метран-55-Ех-ДИ (регистрационный номер 18375-08);
- Термопреобразователи сопротивления ТПС, мод. ТПС 106 (регистрационный номер 71718-18);
- Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСМУ 9418 (регистрационный номер 17627-98);
- Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-100-01 (регистрационный номер 24604-12);
- Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-60-01 (регистрационный номер 24604-12);
- Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
(регистрационный номер 43239-15).
В состав СИКНС входят показывающие СИ давления и температуры утвержденных типов.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы нефтегазоводяной смеси, давления и температуры нефтегазоводяной смеси, объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси;
- контроль метрологических характеристик СРМ;
- поверка СРМ с помощью турбопоршневой поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб нефтегазоводяной смеси;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.
Возможность нанесения знака поверки непосредственно на СИКНС отсутствует.
Заводской номер 928911 в виде цифрового обозначения нанесен в виде наклейки на шкаф измерительно-вычислительного комплекса СИКНС, а также типографским способом на титульный лист паспорта.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС и реализовано поэлементно в ИВК и в АРМ оператора.
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений, несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений ПО и измеренных (вычисленных) данных обеспечивается системой идентификации пользователя, введением паролей и разграничением уровня доступа, а также механическим опломбированием ИВК. Доступ к метрологически значимой части ПО ИВК для пользователя закрыт.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного в ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | 24821СЕ6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного на АРМ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 10 до 430 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти мод. ВСН-2-50-100-01, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 5 % до 15 % включ. - св. 15 % до 35 % включ. - св. 35 % до 55 % включ. - св. 55 % до 65 % включ. - св. 65 % до 70 % включ. - св. 70 % до 85 % включ. - св. 85 % до 95 % включ. | ±(0,^овп + 0,25) ±(0,075Wов + 1,375) ±(0,^ов-1,25) ±(0,3 W»- 9,5) ±5,65 ±17,62 ±63,39 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти мод. ВСН-2-50-60-01, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 0 % до 5 % включ. - св. 5 % до 15 % включ. - св. 15 % до 35 % включ. - св. 35 % до 55 % включ. - св. 55 % до 60 % включ. | ±1,0 ±(0,151№ов1) + 0,25) ±(0,075Wов + 1,375) ±(0,^ов-1,25) ±(0,3 W»- 9,5) |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 0 % до 5 % включ. | ±0,65 |
| - св. 5 % до 15 % включ. | ±0,47 |
| - св. 15 % до 35 % включ. | ±0,67 |
| - св. 35 % до 55 % включ. | ±1,45 |
| - св. 55 % до 65 % включ. | ±2,20 |
| - св. 65 % до 70 % включ. | ±2,77 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 70 % до 85 % включ. | ±199,31 |
| - св. 85 % до 95 % включ. | ±802,23 |
| 1) Wов - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, % |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Температура нефтегазоводяной смеси, °С | от 0 до +50 |
| Избыточное давление нефтегазоводяной смеси, МПа | от 0,1 до 4,0 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к стандартным условиям, кг/м3 | от 820 до 920 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с | от 1,25 до 35 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1100 до 1200 |
| Объемная доля воды в нефтегазовой смеси, %, не более | 95 |
| Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более | 0,1 |
| Массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 | от 200 до 6300 |
| Объемная доля растворенного газа, м3/м3 | от 1 до 25 |
| Плотность растворенного газа в нефтегазоводяной смеси при стандартных условиях, кг/м3 | от 0,001 до 1,6 |
| Свободный газ | не допускается |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ - частота, Гц | 380+573 -5 7 220+332 50±1 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в месте установки ИЛ, °С; - температура окружающей среды в месте установки БИК, СОИ, °С; - относительная влажность в помещении, % - атмосферное давление, кПа | от -40 до +40 от +15 до +35 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Таблица 5 - Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в левый верхний угол титульного листа паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская, зав. № 928911 | _ | 1 шт. |
| Паспорт | _ | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | _ | 1 экз. |
| Методика поверки | _ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в Приложении А эксплуатационного документа «Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская. Руководство по эксплуатации».
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».