Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 (далее по тексту -система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой при учетно-расчетных операциях между ООО «МНКТ» и НГДУ «Нурлатнефть» ПАО «Татнефть».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти 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 сырой нефти 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, массовой доли свободного и растворенного попутного нефтяного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система 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, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF200 (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - Госреестр) № 13425-06, 45115-16;
- преобразователи измерительные к датчикам температуры 644, Госреестр № 14683-00;
- преобразователи измерительные 644, Госреестр № 14683-04;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, Госреестр № 56381-14;
- датчики температуры Rosemount 644, Госреестр № 63889-16;
- термопреобразователи сопротивления платиновыми 65, Госреестр № 22257-01; 22257-05;
- термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065, Госреестр № 53211-13;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04; 14061-15;
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм1, Госреестр № 14557-05, 14557-10; 14557-15;
- преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, Госреестр № 19850-04.
- расходомер UFM 3030, Госреестр № 32562-06.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-04;
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе программного комплекса «Сфера».
Всего листов 4
В состав системы входят показывающие средства измерений:
-манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63, 1844-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительно-вычислительных OM-NI-6000 (далее по тексту - контроллеров). К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллеров, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора на базе программного комплекса «Сфера», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров системы, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллер измерительновычислительный OMNI 6000 (основной) | Контроллер измерительновычислительный OMNI 6000 (резервный) | АРМ оператора на базе программного комплекса «Сфера» |
| Идентификационное наименование ПО | - | - | Metrolog.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО, не ниже | 27.74.30 | 27.74.30 | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCF6 | DCF6 | 07E8BEE3 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики_
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 5 до 25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % при определении массовой доли воды по результатам измерений поточного влагомера при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5 %: при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477 - при содержании объемной доли воды в сырой нефти до 2 %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 2 до 5 %: | ±0,35 ±0,35 ±0,58 |
Лист № 3 Всего листов 4
Таблица 3 - Основные технические характеристики_
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +10 до +50 |
| Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | от 0,3 до 2,5 |
| Диапазон кинематической вязкости нефти, мм /с (сСт) | от 50 до 200 |
| Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 900 до 950 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | 1160 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 2900 |
| Содержание растворенного газа, м3/м3, не более | 1,0 |
| Содержание свободного газа, %, не более | 0,2 |
| Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях (давление 101325 Па, температура +20 °С), кг/м | 1,3 |
| Потребляемая мощность, В-А, не более | 3000 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -55 до +50 до 100 100±5 |
| Средний срок службы, год, не менее | 15 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033 | заводской № 78 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой №2033 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 0898-9-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0898-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2033. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 14.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной
Лист № 4 Всего листов 4
схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2033» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/19509-18 от 10.12.2018).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой № 2033
Приказ Росстандарта от 07.02.2018г. № 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
75530-19: Методика поверки МП 0898-9-2018Скачать3.5 Мб