Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти, сдаваемой ООО «РН-Северная нефть» в межпромысловый нефтепровод «ДНС Макариха-ПК 102».

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. 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 контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.

Система состоит из двух (одной рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:

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

-    влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее по тексту- ВП) модификации ВСН-2-50-60-01, Госреестр № 24604-12;

-    датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;

-    преобразователи температуры Метран-280 модели ТСПУ Метран-286, Госреестр № 23410-13;

-    преобразователь плотности и расхода CDM модели СБМ100Р, Госреестр № 63515-16;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09;

-    автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;

-    термометры электронные ЕхТ-01, Госреестр № 44307-10.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительно-вычислительных OMNI 6000 (основном и резервном), сведения о которых 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

Идентификационное наименование ПО

ПО контроллера измерительно-вычислительного 0MNI-6000 (основной)

ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 (резервный)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

24.75.10

24.75.10

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

64E0

64E0

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода рабочей среды, м3/ч (т/ч)

от 33 (30) до 98 (90)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

-    при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 10 до 20 %

-    при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 20 до 46 % (при массовой доле воды не более 50 %)

±1,5

±2,1

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3

от 875 до 920

Плотность пластовой воды при +20 °С, кг/м3

1165

Диапазон массовой (объемной) доли воды в сырой нефти, %

от 13 (10) до 50 (42,6)

Диапазон температуры сырой нефти, °С

+30 до +70

Кинематическая вязкость нефти, мм /с (сСт)

- при +50 °С

20

- при +20 °С

170

Давление измеряемой среды, МПа - рабочее

3,0

- минимально допустимое

0,5

- максимально допустимое

6,3

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

1000

Наименование характеристики

Значение

Содержание свободного газа, %

отсутствует

Режим работы системы

непрерывный

Потребляемая мощность, кВт, не более

12,88

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 -60 до +40 до 100 100±5

Средний срок службы, год, не менее

20

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 на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения

заводской № 12-16

1

Руководство по эксплуатации

СИКНС 12-16.00 РЭ

1

Паспорт

СИКНС 12-16.00 ПС

1

Методика поверки

МП 0866-9-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0866-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11.07.2018 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 07.02.2018 г. № 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»;

-    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

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения» (свидетельство об аттестации методики измерений № 2702/1-38-311459-2017 от 27.02.2017).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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

Развернуть полное описание