Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО "Томскнефть" ВНК

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти сырой и массы нетто нефти сырой.

Описание

Принцип действия СИКНС основан на измерении массы нефти сырой прямым методом динамических измерений.

Масса нефти сырой измеряется по результатам прямых измерений массы нефти сырой расходомером-счетчиком массовым.

Масса нетто нефти сырой вычисляется как разность массы нефти сырой и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти сырой, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой.

Средства измерений в составе блока измерительных линий, блока измерений показателей качества сырой нефти и выходного коллектора выполняют измерение массового расхода, давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти сырой и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Комплекс измерительновычислительный МикроТЭК-09-04-ТН (ИВК) выполняет измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти сырой, вычисление массы нефти сырой, массы нетто нефти сырой и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.

СИКНС состоит из:

-    комплекса технологического (КТ), включающего:

а)    блок измерительных линий, включающий три измерительные линии (ИЛ);

б)    блок измерений показателей качества сырой нефти;

в)    выходной коллектор;

г)    узел подключения передвижной поверочной установки;

-    системы обработки информации (СОИ), включающую:

а)    комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-ТН;

б)    автоматизированное рабочее место оператора.

Средства измерений, входящие в состав СИКНС, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКНС

Наименование средств измерений

Регистрационный номер*

Количество

Блок измерительных линий

Расходомер-счетчик массовый OPTIMASS 6400

53804-13

3 шт.

Датчик давления МС2000, модель 2440

17974-11

2 шт.

Преобразователь давления измерительный АИР-20/М2

63044-16

3 шт.

Преобразователь температуры Метран-286

23410-13

3 шт.

Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУ

58474-14

5 шт.

Наименование средств измерений

Регистрационный номер*

Количество

Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р

46078-16

3 шт.

Блок измерений показателей качества сырой нефти

Влагомер поточный ВСН-АТ

62863-15

1 шт.

Счетчик нефти турбинный МИГ-40

26776-08

1 шт.

Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276

21968-11

1 шт.

Преобразователь давления измерительный АИР-20/М2

63044-16

1 шт.

Преобразователь температуры Метран-286

23410-13

1 шт.

Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУ

58474-14

1 шт.

Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р

46078-16

1 шт.

Выходной коллектор

Преобразователь давления измерительный АИР-20/М2

63044-16

1 шт.

Преобразователь температуры Метран-286

23410-13

1 шт.

Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУ

58474-14

1 шт.

Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р

46078-16

1 шт.

Система обработки информации

Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-ТН

55487-13

1 шт.

Примечание - * Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

СИКНС обеспечивает выполнение следующих основных функций:

1)    измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;

2)    выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольному преобразователю расхода;

3)    формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти сырой;

4)    запись и хранение архивов;

5)    вычисление массы нетто нефти сырой при вводе в ИВК параметров нефти сырой, по результатам лабораторных исследований пробы нефти сырой;

6)    обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.

Пломбирование компонентов СИКНС от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКНС включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКНС и ПО «АРМ оператора УПСВ-8», установленное на АРМ оператора. Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку, запись и хранение архивов, выполнение КМХ ПР по контрольному ПР, отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «АРМ оператора УПСВ-8» осуществляет отображение технологических и учетных параметров.

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 2. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентиф икационное наименование ПО

«МикроТЭК-09»

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

1.1747

Цифровой идентификатор ПО

номер версии подсистемы ПО

значение цифрового идентификатора подсистемы ПО

1.757

AF11667CD939F70C2AACEA2837FC3587

(mathSarasotaFD960.mdll)

1.757

A4497D2234B7A0FE257739D3B4AA2005

(mathSolartron7835.mdll)

1.757

13DA4AFE2991695791DAB25ACD65B6CD (mathTransforms.mdll)

1.757

5AFF2325058B355AA3B322DA8D681519

(mathRawOil.mdll)

1.1747

A11709D9D03D975659672CC96759675A

(mathCommercialOil.mdll)

1.757

02DC49B1E0F7507771FC067108C30364

(mathHC.mdll)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти сырой через одну ИЛ, т/ч

от 28 до 140

Диапазон измерений избыточного давления нефти сырой, МПа

от 0,5 до 2,5

Диапазон измерений температуры нефти сырой, °C

от +40 до +85

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, при содержании объемной доли воды, %:

-    от 0 до 5 % включ.

-    св. 5 до 10 % включ.

±0,35

±0,40

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС

Наименование характеристики

Значение

Количество ИЛ, шт.

3 (2 рабочие,

1 контрольная)

Режим работы СИКНС

непрерывный

Показатели качества нефти сырой:

-    плотность в рабочих условиях, кг/м3

-    плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м

-    плотность пластовой воды, кг/м3, не более

-    кинематическая вязкость, мм /с (сСт)

-    объемная доля воды, %

от 800 до 870 от 830 до 850 1030 от 4 до 10 от 0 до 10

Наименование характеристики

Значение

-    массовая доля парафина, %, не более

-    массовая доля хлористых солей, %, не более

-    массовая доля механических примесей, %, не более

2,7

0,0055

0,014

Параметры электрического питания:

-    напряжение постоянного тока, В

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

220±22

50±1

Условия эксплуатации:

-    температура окружающего воздуха, °С

-    температура окружающей среды для средств измерений в составе КТ, °С

-    относительная влажность воздуха для средств измерений в составе КТ, %, не более

-    температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С

-    относительная влажность воздуха для средств измерений в составе СОИ, %, не более

-    атмосферное давление, кПа

от -40 до +60 от +5 до +35

95

от +10 до +35 80

от 84,0 до 106,7

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС печатным способом. Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01

-

1 шт.

ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки

МП 328-18

1 экз.

Инструкция АО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ-8 «Южно-Черемшанского» н.м.р. ЦППН-4

ИЭ-УПНГ-09-18

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 328-18 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 30.03.2018 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон единицы массового расхода жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.510;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.

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 документе «Инструкция. ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК» (свидетельство

об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-265-2018 от 26.02.2018 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК

Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей

Развернуть полное описание