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
74931-19: Методика поверкиСкачать2.9 Мб