Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.
Описание
Система может работать как в режиме дожимной насосной станции (далее - ДНС), так и в режиме установки предварительного сброса воды (далее - УПСВ). 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 в измерительно-вычислительном комплексе 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 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, узла измерительных линий, узла измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF400 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №52638-13;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №42678-09;
- датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №32854-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №22257-11 с преобразователем измерительным 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №14683-09;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №48218-11.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №38623-11;
- автоматизированные рабочие места (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;
- манометры показывающие МП3-У, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №10135-10;
- 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 контроллерах измерительных FloBoss S600+ (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 «ГСП. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Контроллер измерительный FloBoss S600+ (основной и резервный) | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | MeteringAT.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.21 | 1.2.5.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0х6051 | 2C965F74CAC3CED8B8C2A 8CBF4569C5A |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| в режиме Дне | в режиме УПСВ |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч | от 400 до 720 | от 220 до 360 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти, % - при определении массовой доли воды в сырой нефти с применением ВП - с содержанием массовой доли воды не более 1 % (объемной доли воды не более 0,85%) - с содержанием объемной доли воды не более 5 % - с содержанием объемной доли воды не более 10 % - с содержанием объемной доли воды не более 20 % - с содержанием массовой доли воды не более 45 % (объемной доли воды не более 42,81 %) - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории | ±0,35 ±0,35 ±0,85 ±1,1 | ±0,35 |
| | Значение |
| Наименование характеристики | в режиме | в режиме |
| | Днс | УПСВ |
| -с содержанием массовой доли воды не более 1 % (объемной доли воды не более 0,85%) | - | ±0,35 |
| - с содержанием объемной доли воды не более 5 % | ±0,55 | - |
| - с содержанием объемной доли воды не более 10 % | ±0,55 | - |
| - с содержанием объемной доли воды не более 20 % | ±1,1 | - |
| - с содержанием массовой доли воды не более 45 % (объемной доли воды не более 42,81 %) | ±3,1 | - |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| | Значение |
| Наименование характеристики | в режиме Днс | в режиме УПСВ |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3, не более | 926 | 859 |
| - плотность пластовой воды, кг/м3 | 101 | [2 |
| - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 | 2,41 |
| - кинематическая вязкость при 40 °С, сСт, не более | 30 | 10 |
| - диапазон давления, МПа | от 2,1 до 2,4 |
| - диапазон температуры, °С | от +20 до +45 |
| - массовая доля воды, %, не более | 45,0 | 1,0 |
| - массовая доля механических примесей, %, не более | 0,0013 |
| - массовая доля хлористых солей, %, не более | 0,01 |
| - объемная доля растворенного газа, м3/ м3 | 1,8 | отсутствует |
| - содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В | 380; |
| | 220 |
| - частота переменного тока, Г ц | 50 |
| Потребляемая мощность, В • А, не более | 14200 |
| Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С | от -54 до +36 |
| - относительная влажность, % | до 100 при 25 °C |
| - атмосферное давление, кПа | 100±5 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 20000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти | заводской № 007 | 1 |
| ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти. Система измерения количества нефти сырой. 1 пусковой комплекс. Руководство по эксплуатации | 030(Р)-(2040011/0275Д)-(3125-13)^0109-РЭ | 1 |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти. Методика поверки | МП 0601-9-2017 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0601-9-2017 «Инструкция. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 19 июля 2017 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;
- поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
изложены в документе ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10909-14 от 31.03.2014).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
70370-18: Методика поверки МП 0601-9-2017Скачать3.8 Мб