Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрации массы нефти сырой с нарастающим итогом).

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 растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система может работать как в режиме дожимной насосной станции (далее - ДНС), так и в режиме установки предварительного сброса воды (далее - УПСВ). 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 система сбора и обработки информации.

Система состоит из трех (двух рабочих, 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:

-    расходомеры массовые Promass 83F (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;

-    влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 24604-12;

-    влагомер нефти микроволновый МВН-1.3 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 63973-16;

-    преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57947-14;

-    преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;

-    расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-15;

-    автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

-    термометры биметаллические показывающие, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 46078-11;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК) и автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный)

АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

Formula.o

«ОЗНА-Flow»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.10

2.0

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

24821СЕ6

64С56178

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

1

2

Диапазон измерений расхода в режиме ДНС, м3/ч

от 100 до 1000

Диапазон измерений расхода в режиме УПСВ, м3/ч

от 100 до 400

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

-    при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти микроволнового МВН 1.3 в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», %:

-    при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % вкл.

-    при содержании объемной доли воды от 5 до 10 % вкл.

±0,35

±0,4

1

2

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении

массовой доли воды по результатам измерений объемной доли

воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2 в соответст

вии с ГОСТ Р 8.615, %:

- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.

±1,4

- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.

±2,1

- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.

±4,4

- при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл.

±13,0

- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл.

±19,5

- при содержании объемной доли воды от 90 до 95 % (массовая

±39,0

доля воды не более 95,73 %)

- при измерении массы нетто сырой нефти при определе-

нии массовой доли воды в испытательной лаборатории по

МЦКЛ.0229М-2014 Инструкция «ГСИ. Объемная и массовая до-

ля воды в сырой нефти. Методика измерений комбинированным

методом» в соответствии с ГОСТ Р 8.615, %:

- при содержании массовой доли воды от 10 % объемной доли

±0,6

воды не более 20 % вкл.

- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.

±0,8

- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.

±1,3

- при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл.

±2,6

- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл.

±3,9

- при содержании объемной доли воды от 90 до 94,16 % (массо-

±6,7

вая доля воды не более 95 %)

Не нормируется - при содержании массовой доли воды в

сырой нефти более 95,73 %.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

1

2

Количество измерительных линий, шт.

3 (две рабочие и одна контрольно-резервная)

Измеряемая среда

нефть сырая

Температура измеряемой среды, °С

от 20 до 60

Избыточное давление измеряемой среды, МПа

от 0,5 до 4,0

Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м3

от 860 до 889

Кинематическая вязкость при температуре измеряемой среды, сСт, не более

19,5

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

98

Диапазон плотности пластовой воды при +20 °С, кг/м3

от 1003 до 1014

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,009

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм , не более

175,6

Содержание растворенного газа, м3/м3

0,31

Плотность газа при стандартных условиях, кг/м , не более

0,96

Содержание свободного газа

не допускается

Режим работы

непрерывный

1

2

Потребляемая мощность, кВт, не более

10

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, при +25 °C, %

-    атмосферное давление, кПа

от -55 до +34 до 100 100±5

Средний срок службы, год, не менее

10

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 ДНС с УПСВ Угутского месторождения

заводской № 252

1

СИКНС ДНС с УПСВ Угутского месторождения. Руководство по эксплуатации

ОИ 252.00.00.00.000 РЭ

1

Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения. Методика поверки

МП 0690-9-2017

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0690-9-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 сентября 2018 г.

Основные средства поверки:

-    поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3;

-    эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 % по «Государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018;

-    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 поверитель-ного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/12909-18 от 12.09.2018).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения

Приказ № 256 от 07.02.2018 «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