Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на ЦППН-1 Холмогорского месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Описание
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений.
В состав СИКНС входят:
1) технологического комплекса в составе:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок измерений параметров сырой нефти (далее - БИК);
- узел подключения передвижной ПУ;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517 с лубрикатором.
2) системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ);
3) системы распределения электроэнергии.
БИЛ состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены:
- счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion модели CMF300», типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № (далее -регистрационный №) 45115-10 в комплекте с электронными преобразователями «MVD 2700»;
- манометры избыточного давления показывающие «МП4-У», регистрационный № 37047-08;
- преобразователи давления измерительные 3051S, регистрационный № 24116-13;
- преобразователи измерительные «Rosemount 644» с термопреобразователями сопротивления «Rosemount 0065», регистрационный № 14683-09;
- фильтры жидкостные сетчатые типа «МИГ-ФБ»;
- узел для подключения передвижной поверочной установки;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
На входном коллекторе БИЛ установлен преобразователь давления измерительный «Rosemount 3051S».
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр избыточного давления показывающий «МП4-У»;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ», регистрационный № 22235-01;
- преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10», регистрационный № 32460-06.
В БИК установлены:
- влагомер нефти поточный «УДВН-1пм2», регистрационный № 14557-05;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ»;
- преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10»;
- термометр ртутный стеклянный лабораторный «ТЛ-4 № 2», регистрационный № 303-91;
- автоматический пробоотборник «Стандарт-A»;
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
- счетчик турбинный «НОРД-М» регистрационный № 5638-02;
- фильтр жидкостный сетчатый типа «МИГ-ФБ»;
- манометры избыточного давления показывающие «МП4-У»;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
СОИ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («Octopus-L») регистрационный № 43239-15.
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | МС 200.00.XX.00-09 АВ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | CFF9 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC 16 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС приведены в таблице
2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Расход сырой нефти через СИКНС, т/ч - минимальный | 13,6 |
| - максимальный | 272 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10,0 % при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % | ±0,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 14,0 % при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % | ±0,7 |
| Наименование характеристики | Параметры |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) | от 6 до 7,8 |
| Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 780 до 840 |
| Давление сырой нефти, МПа: - рабочее - максимально допустимое | от 0,3 до 0,5 1,6 |
| Диапазон температуры сырой нефти, °С | от +10 до +30 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 10,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 100 до 300 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | от 0,003 до 0,050 |
| Содержания свободного газа, % | отсутствует |
| Суммарные потери давления в СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) | 0,2 0,4 |
| Электропитание: силового оборудования, оборудования СОИ | трехфазное 380 В/50 Гц однофазное 220 В/50 Гц |
| Установленный срок службы, не менее, лет | 10 |
| Режим работы СИКНС | Непрерывный |
| Режим управления запорной арматурой | Ручной |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» | Заводской номер 1 | 1 шт. |
| Системы измерений количества и показателей качества нефти сырой. Руководство по эксплуатации | ННГ 001.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки» | МП 0520-9-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0520-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР»
01 декабря 2016 года.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС 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 ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «08» ноября 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/14209-16 от «30» ноября 2016 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО «Г азпромнефть -Ноябрьскнефтегаз»
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
![Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Спорышевского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"")
67351-17: Методика поверки МП 0520-9-2016Скачать947.2 Кб