Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти (нефти).
Описание
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы нефти прямым методом динамических измерений.
Масса нефти измеряется по результатам прямых измерений массы нефти расходомером массовым.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы нефти и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Средства измерений в составе СИКНС выполняют измерения расхода, давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-МК (ИВК) выполняет измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы нефти, массы нетто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
В состав СИКНС входит блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (БИК) и система обработки информации (СОИ).
Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую три измерительные линии (ИЛ) (две рабочие и одна контрольная), оснащенные средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений объемной доли воды, температуры и давления нефти, циркуляционными насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
Система обработки информации включает в себя ИВК и АРМ оператора на базе персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО).
В состав СИКНС входят следующие основные средства измерений:
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS х400, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53804-13 (далее -регистрационный №);
- преобразователи давления измерительные АИР-20/М2, регистрационный № 63044-16;
- термопреобразователи универсальные ТПУ 0304, регистрационный № 50519-17;
- влагомер поточный ВСН-АТ, регистрационный № 62863-15;
- комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК, регистрационный № 44582-16.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) вычисление массы нетто нефти при вводе в ИВК параметров нефти, по результатам лабораторных исследований пробы нефти;
3) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих расходомеров по контрольному расходомеру;
4) формирование и печать текущих и архивных данных, журналов, трендов;
5) запись и хранение архивов;
6) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКНС от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
ПО СИКНС включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКНС и ПО, установленное на АРМ оператора. Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку результатов измерений, запись и хранение архивов, выполнение КМХ рабочего расходомера по контрольному расходомеру и передачу результатов измерений на АРМ оператора. ПО АРМ оператора предназначено для отображения измерительной информации. ПО АРМ оператора не является метрологически значимым.
ПО ИВК имеет модульную структуру и включает в себя подсистемы метрологически значимой и незначимой части ПО. Идентификационные данные подсистем метрологически значимой части ПО ИВК приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «МикроТЭК-МК» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3868 |
| Цифровой идентификатор ПО | номер версии подсистемы ПО | значение цифрового идентификатора подсистемы ПО |
| 2.3083 | 6E1212FB054D3645ABC1B2A8B1E54D7A (mathRawOil.mdll) |
| 2.3083 | 12387F99835A1B74C69986719D3A58F5 (mathCommercialOil.mdll) |
| 2.3083 | 04793482857F9248A099E084846CB277 (mathWater.mdll) |
| 2.3083 | 2C317A5117704DAA0645548916CDE671 (mathSHFLU.mdll) |
| 2.3083 | AF2A989D899E426D2C62BF911597A191 (mathOilGas.mdll) |
| 2.3083 | 3093318E3A287EFA8F3D3A36B6FEE485 (mathNaturalGas.mdll) |
| 2.3083 | 7BD2EADDFC8D75796CB65F99DE5FB7FA (mathNitrogen.mdll) |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| | 2.3083 | F1F2BE3E82E9144876E7F99424E21ECE (mathAir.mdll) |
| 2.3083 | 4A81742D5B15074BE60FD9DABD3FD3AE (mathSarasotaFD960.mdll) |
| 2.3083 | 204BFDBA4DCDB72D36CEF8672C9AFC09 (mathSolartron7835.mdll) |
| 2.3083 | 768884A0DB93F585C712E4BF5101692A (mathTransforms.mdll) |
| 2.3083 | 67F1F9338F566D5040E345FC98961772 (mathKmxRawOil.mdll) |
| 2.3083 | E1154DE1DD8A7FC6209ABA0662D67391 (mathHC.mdll) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти через одну ИЛ, т/ч | от 7,6 до 157,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, при содержании объемной доли воды, %: - от 0 до 5 % включ. - св. 5 до 10 % включ. | ±0,35 ±0,40 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Количество ИЛ | 3 (2 рабочие, 1 контрольная) |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Избыточное давление, МПа | от 0,4 до 3,0 |
| Температура, °C | от +5 до +55 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м | от 770 до 894 |
| Объемная доля воды, % | от 0 до 10 |
| Массовая доля хлористых солей, %, не более | 5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В - напряжение постоянного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220 +30 -110 24-68 50±1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -50 до +40 от +5 до +30 от +10 до +30 95 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция АО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК | ИЭ-УПНГ-1-19 | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки | МП 385-19 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 385-19 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 23.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 (установка трубопоршневая поверочная двунаправленная, регистрационный № 44420-10);
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК, (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-416-2019, аттестующая организация ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 2 Западно-Полуденного нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК
Приказ Росстандарта от 07.08.2018 № 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 расхода жидкости»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
77734-20: Методика поверки МП 385-19Скачать4.9 Мб