Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 3 «Юг» Первомайского 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 (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 контрольнорезервная), оснащенные средствами измерений массового расхода, плотности, 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 массовые Promass (модификация Promass 300), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 68358-17 (далее -регистрационный №);
- датчики давления Метран-75, регистрационный № 48186-11;
- преобразователи температуры Метран-280-Ex, регистрационный № 23410-13;
- влагомер сырой нефти ВСН-2, регистрационный № 24604-12;
- 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 средств измерений, входящих в состав СИКНС от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер СИКНС наносится в эксплуатационную документацию. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
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 результатов измерений. 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 ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «МикроТЭК-МК» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3924 |
| Цифровой идентификатор ПО | номер версии подсистемы ПО | значение цифрового идентификатора подсистемы ПО |
| 2.3083 | 6E1212FB054D3645ABC1B2A8B1E54D7A (mathRawOil.mdll) |
| 2.3083 | 12387F99835A1B74C69986719D3A58F5 (mathCommercialOil.mdll) |
Идентификационные данные _(признаки)_
Значение
04793482857F9248A099E084846CB277 _(mathWater.mdll)_
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2C317A5117704DAA0645548916CDE671 (mathSHFLU.mdll)
AF2A989D899E426D2C62BF911597A191 _(mathOilGas.mdll)_
3093318E3A287EFA8F3D3A36B6FEE485 _(mathNaturalGas.mdll)_
7BD2EADDFC8D75796CB65F99DE5FB7F
A
_(mathNitrogen. mdll)_
F1F2BE3E82E9144876E7F99424E21ECE
(mathAir.mdll)
4A81742D5B15074BE60FD9DABD3FD3AE _(mathSarasotaFD960.mdll)_
204BFDBA4DCDB72D36CEF8672C9AFC0
9
_(mathSolartron7835. mdll)_
768884A0DB93F585C712E4BF5101692A _(mathTransforms.mdll)_
67F1F9338F566D5040E345FC98961772 _(mathKmxRawOil. mdll)_
E1154DE1DD8A7FC6209ABA0662D67391 _(mathHC.mdll)_
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти через одну ИЛ, т/ч | от 2 до 45 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Количество ИЛ | 3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Избыточное давление, МПа | от 0 до 3 |
| Температура, °C | от +5 до +35 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти в с.у., кг/м3 | от 770 до 894 |
| Объемная доля воды, %, не более | 5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 300 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока технических средств СОИ, В | 770+30 |
| - напряжение постоянного тока, В | 2 4 1 + 2 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды для средств измерений в составе БИЛ, БИК, °С | от +5 до +30 |
| - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +10 до +35 95 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации печатным способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 3 «Юг» Первомайского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | ИЭ УШШ-10-20 | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 418-20 | 1 экз. |
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 № 3 «Юг» Первомайского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК», (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-485-2020, 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 № 3 «Юг» Первомайского 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
81415-21: Методика поверки МП 418-20Скачать4.9 Мб