Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Нядейюская» Нядейюского месторождения (далее по тексту - система), предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой, поступающей с Нядейюского лицензионного участка на вход нефтяной насосной станции для дальнейшей транспортировки нефти по межпромысловому нефтепроводу «Нядейю-Хасырей» на установку подготовки нефти (УПН) Баган.
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 (одного рабочего и 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 83Е (далее по тексту - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту -Госреестр) № 15201-11;
- влагомер поточный УДВН-1пм1, Госреестр № 14557-15;
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;
- преобразователи температуры Метран-286, Госреестр № 23410-13;
- преобразователь плотности и расхода CDM, 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 показывающие ТМ, Госреестр № 25913-08;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
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 |
| контроллер измерительновычислительный OMNI 6000 (основной) | контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000(резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | - | - |
| 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, т/ч | от 5 до 30 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при массовой доле воды от 0 до 5 %, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Диапазон плотности нефти, обезвоженной дегазированной при +20 °С, кг/м3 | от 860 до 875 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3, не более | 1064 |
| Диапазон избыточного давления, МПа | от 0,1 до 0,3 |
| Диапазон температуры сырой нефти, °С | от +5 до +40 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт) при +20 °С при +40 °С | ,8 1 S 00 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,0084 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 1000 |
| Содержание свободного нефтяного газа, % | не допускается |
| Содержание парафина, %, не более | 6,0 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,9 |
| Давление насыщенных паров, кПа, (мм рт.ст.), не более | 66,0 (500) |
| Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в режиме измерений -в режиме поверки и КМХ | 0,05 0,1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -60 до +40 до 100 100±5 |
| Режим управления запорной и регулирующей арматуры | ручной |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 21,8 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
| 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 с УПСВ «Нядейюская» Нядейюского месторождения | заводской № 02-17 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | СИКНС 02-17.00 РЭ | 1 |
| Паспорт | СИКНС 02-17.00 ПС | 1 |
| Методика поверки | МП 0894-9-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0894-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Нядейюская» Нядейюского месторождения. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 23.07.2018 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 № 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 с УПСВ «Нядейюская» ООО «РН-Северная нефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 0808/1-156-311459-2017 от 08.08.2017).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган»
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
74930-19: Методика поверкиСкачать4.1 Мб