Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированного (оперативного) измерения и учета сырой нефти, поступающей на комплекс сооружений для подготовки и транспорта продукции Красноленинского НГКМ Талинского лицензионного участка ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз».
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - сырой нефти) с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту - ПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефти сырой (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту -СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)) и технические средства:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- датчик давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);
- манометры для местной индикации давления.
- фильтр.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ПР по передвижной ПУ.
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- измеритель обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G (регистрационный № 47335-11);
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;
- пробоотборник нефти автоматический «Вира»;
- пробоотборник нефти ручной.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входит комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 43239-15), осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКНС имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК. Идентификационные данные ПО ИВК приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1. Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.6.15 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5ED0C426 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 47,5 до 475 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | ±0,25 |
| массы сырой нефти, % |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером при содержании воды в сырой нефти, % от 19,1 до 20 % включ. | ±1,5 |
| св. 20 до 50 % включ. | ±2,3 |
| св. 50 до 70 % включ. | ±4,4 |
| св. 70 до 85 % включ. | ±4,4 |
| св. 85 до 91 % включ. | ±6,3 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Продолжение таблицы 3 | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Характеристики измеряемой среды: | |
| - плотность, кг/м3 | от 845 до 968 |
| - давление, МПа | от 0,4 до 2,9 |
| - температура, °С | от +25 до +55 |
| - вязкость кинематическая, мм2/с (сСт), не более | 3,65 |
| - массовая доля воды, % | от 19,1 до 91,0 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 0,0048 |
| 7,5 |
| - содержание парафина, %, не более | 2,5 |
| - массовая доля серы, % | 0,26 |
| - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | отсутствует |
| не измеряется |
| - плотность пластовой воды, кг/м3, не более | 1010 |
| - плотность дегазированной обезвоженной нефти, кг/м3 | от 813,5 до 819,1 |
| Параметры электрического питания: | |
| - напряжение переменного тока, В | 400±40, 230±23 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±0,4 |
| Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более | |
| - БИЛ | 8 850х3 140х2 400 |
| - БИК | 8 850х1 325х3 000 |
| - блок местной автоматики (БМА) | 3 300х3 100х3 200 |
| Масса, кг, не более | |
| - БИЛ | 10 000 |
| - БИК | 4 500 |
| - БМА | 3 500 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С | |
| в БИЛ | от -49 до +35 |
| в БИК, не менее | + 5 |
| в БМА | от +15 до +25 |
| - относительная влажность, %, не более | 95 |
| - атмосферное давление, кПа | от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз», зав. № 398 | - | 1 шт. |
| Паспорт | 2120.00 ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0388-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0388-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 08.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (передвижные трубопоршневые установки или компакт-пруверы) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз», ФР.1.29.2019.35728.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-4 АО «РН-Няганьнефтегаз»
Приказ Минэнерго России № 179 от 15.03.2016 г. Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. 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
77476-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0388-19 МПСкачать4.1 Мб