Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» (далее - СИКНС) предназначена для измерения массового расхода (массы) сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает и обрабатывает информацию с последующим вычислением массы сырой нефти.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы. Конструктивно СИКНС состоит из функционально объединенных блоков:
а) Блока измерительных линий (БИЛ), который предназначен для непрерывного измерения массового расхода нефти. На каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300, номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;
- датчик температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователь давления измерительный EJA 530A, регистрационный номер 14495-09.
б) Блока измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенного для непрерывного автоматического измерения показателей качества нефти. В состав БИК входят:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм4, регистрационный номер 14557-05 и влагомер нефти поточный УДВН-1пм2, регистрационный номер 14557-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, регистрационный номер 15644-06;
- турбинный преобразователь расхода PTF-025, регистрационный номер 11735-00;
- датчики температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователи давления измерительные EJX 530A, регистрационный номер 28456-09.
в) Системы обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, вычислений показателей и параметров нефти по реализованному в ней алгоритму, а также индикации и регистрации результатов измерений и вычислений. В состав СОИ входят:
- комплекс измерительно-вычислительный Вектор-02, регистрационный номер 43724-10;
- АРМ оператора (основное и резервное).
г) Блока трубопоршневой поверочной установки (далее - ТПУ), предназначенного для проведения КМХ и поверки счётчиков-расходомеров массовых. В блоке ТПУ установлены следующие средства измерений:
- установка трубопоршневая Сапфир М-300-6,3-0,05, регистрационный номер 23520-02;
- датчики температуры 644, регистрационный номер 39539-08;
- преобразователи давления измерительные EJX 530A, регистрационный номер 28456-09.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
1) автоматизированное измерение массы брутто;
2) вычисление массы нетто сырой нефти, с учетом параметров сырой нефти, измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа;
3) автоматизированное измерение технологических параметров;
4) автоматизированное измерение параметров сырой нефти;
5) отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
6) отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;
7) поверку рабочих средств измерений на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
8) контроль МХ средств измерений на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
9) передачу данных на верхний уровень.
Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002:
ИС-2.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКНС имеет аттестованное программное обеспечение (ПО). ПО представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «Вектор-02» и ПО автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор».
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК Вектор-02 | АРМ Вектор |
| Идентификационное наименование ПО | icc | Start.gdf |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 6.4.1 | 9.13 |
| Цифровой идентификатор ПО | 81AB6AEC | AC7F9EE3 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Массовый расход сырой нефти, т/ч | от 22 до 125 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, при содержании объемной доли воды, %: - от 0 до 5 % включ. | ±0,35 |
| - св. 5 до 10 % включ. | ±0,40 |
| - св. 10 до 20 % включ. | ±1,50 |
| - св. 20 до 30 % включ. | ±2,50 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Измеряемая среда | Сырая нефть |
| Параметры измеряемой среды: - давление нефти, МПа - температура перекачиваемой нефти, °С - плотность нефти, кг/м3: при +20 °С в рабочем диапазоне температуры - кинематическая вязкость при температуре +20 °С, мм2/с - объемная доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - объемная доля растворенного газа, %, не более - содержание свободного газа | от 0,6 до 4,0 от +5 до +30 от 800 до 950 от 785 до 955 от 1,5 до 15,0 30 900 0,05 5 не допускается |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Температура окружающего воздуха, °С | от +5 до +35 |
| Параметры электрического питания: - напряжение питания переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | (50 ± 1) 33 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» | | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Г азпромнефть-Хантос» | | 1 экз. |
| ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос». Методика поверки | | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 72758-18 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Г азпромнефть-Хантос». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 18.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений массового расхода, соответствующим диапазону измерений поверяемого расходомера, в том числе трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 2-го разряда согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256).
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос».
Сведения о методах измерений
«Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) Орехово-Ермаковского месторождения
ООО «Газпромнефть-Хантос». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1229/01.00248-2014/2017 от 06.12.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой Орехово-Ермаковского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос»
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»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
72758-18: Методика поверкиСкачать6.0 Мб