Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ), системы дренажа и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольно-резервной (далее - ИЛ 2). БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Часть измерительных компонентов СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК), метрологические характеристики которых определяют комплектным методом. Заводской номер СИКНС 2614-18.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование измерительного компонента | Количество измерительных компонентов (место установки) | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Расходомер массовый Promass, состоящий из первичного преобразователя Promass F и вторичного электронного преобразователя модификации 500 | S * 2) 1) | 68358-17 |
| Датчик давления Метран-150, модель 150TG | S * 2) 1) | 32854-13 |
| Датчик температуры ТСПТ Ех, модификация ТСПТ Ехё101-Ь16-Р1;100-A4H10-C10-8-100/100 | S * 2) 1) | 57176-14 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2, модификация ВСН-2-50-100 | 1 (БИК) | 24604-12 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 1 (БИК) | 57762-14 |
| Комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» , исполнение ИнКС.425210.003 | 1 (СОИ) | 52866-13 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, которой пломбируется фланцевые соединения расходомеров массовых. Неизменность ПО расходомеров массовых обеспечивается защитой бесконтактных кнопок управления с помощью знаков поверки в виде наклеек и пломбированием шпилек, ограничивающих снятие крышек вторичных электронных преобразователей. Пломбы, несут на себе поверительные клейма, в соответствии с МИ 3002-2006 Рекомендация «ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
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) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализованное в автоматизированном рабочем месте оператора - ПО «Генератор отчетов АБАК REPORTER» (далее - АРМ оператора).
ПО СИКНС защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств: реализованы система паролей доступа, авторизация пользователей, криптографические методы защиты. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| 1 | 2 | 3 |
| Идентификационное наименование ПО | Ab ak. bex | ngas2 015.be x | mivisc .bex | mi35 48.be x | ttriso .bex | Aba kC2. bex | LN Gm r27 3.b ex | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 | 1.2.5.16 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 40 690 913 40 | 31331 09068 | 33545 85224 | 2333 5589 44 | 1686 2570 56 | 2555 2877 59 | 362 319 064 | ef9f814ff4 180d55bd9 4d0debd23 0d76 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | MD5 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | От 142 до 400 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 до 15 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 15 до 35 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 35 до 55 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 55 до 65 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 65 до 70 % включ.: | ± 1,0 ± (0,15ф + 0,25) ± (0,075ф + 1,375) ± (0,15ф - 1,25) ± (0,3ф - 9,5) ± 10,0 |
Примечание: где ф - содержание объёмной доли воды в нефтегазоводяной жидкости, %.
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_
| Номер ИК | Наименование ИК | Количеств о ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений (т/ч) | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | ИК массов ого расход а сырой нефти | I—н (N К ч (И И 2 | Расходомер массовый Promass, состоящий из первичного преобразователя Promass F и вторичного электронного преобразователя модификации 500 | Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+», исполнение ИнКС.425210.003 | От 142 до 400 | ±0,25 % 1) (±0,20 %) 2) |
!) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного;
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного.
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от - 43 до + 50 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| 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 - плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 - объемная доля воды, %, - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа, м3/м3 | нефтегазоводяная смесь от 0,5 до 1,0 от +10 до +35 до 7,0 от 840 до 953 от 1000 до 1200 до 70 до 20 000 до 0,112 не допускается не допускается |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 6
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть», заводской № 2614-18 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | П1-01.05 ИЭ-124 ЮЛ-412 | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 19-01062-13-2021 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Покровская» ПАО «Оренбургнефть», (регистрационный номер ФР.1.29.2019.33118).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерения количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть».
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 извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
85195-22: Методика поверкиСкачать8.2 Мб