Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее по тексту - МНР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту -БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №):
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09).
БФ состоит из двух линий: рабочей и резервной.
На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);
- фильтр;
- два манометра избыточного давления показывающих МП-У (регистрационный № 10135-15).
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16).
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и
контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ, на входе и выходе которого установлены следующие СИ:
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ -4 (регистрационный № 303-91).
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16);
- два датчика давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);
- пять манометров избыточного давления показывающих МП-У (регистрационный № 10135-15);
- два фильтра;
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р слив»;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12);
- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);
- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В
состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 43239-15), и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «ПЕТРОЛСОФТ (С)», оснащенное средствами отображения и печати.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы (т) и массового расхода (т/ч) сырой нефти;
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
- поверку и КМХ МПР по передвижной ПУ;
- КМХ МПР, установленного на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольно-резервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
СИКНС имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в ИВК и АРМ оператора. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 1.
Т аблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | SIKNS.dll | TPULibrary.dll | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | 1.0.0.0 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 081ac2158c73492 ad0925db1035a0e 71 | 1b1b93573f8c918 8cf3aafaa779395 b8 | 24821СЕ6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) | от 35,54 (40,0) до 185,25 (195,0) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
| нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером | |
| сырой нефти ВСН-2 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, % | |
| от 8 до 10 % включительно | ±1,3 |
| свыше 10 до 20 % включительно | ±1,4 |
| свыше 20 до 50 % включительно | ±2,2 |
| свыше 50 до 70 % включительно | ±4,7 |
| свыше 70 до 85 % включительно | ±14,0 |
| свыше 85 до 89 % включительно | ±20,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в дегазированной нефти в аттестованной испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, % от 8 до 10 % включительно | ±1,1 |
| свыше 10 до 20 % включительно | ±1,2 |
| свыше 20 до 50 % включительно | ±4,7 |
| свыше 50 до 70 % включительно | ±11,0 |
| свыше 70 до 85 % включительно | ±26,0 |
| свыше 85 до 89 % включительно | ±38,0 |
Т аблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность при 20°С, кг/м3 - объемная доля воды, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - объемная доля парафина, %, не более - содержание свободного газа, % - объемная доля растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях, м3/м3, не более | от +25 до +60 от 1,0 до 4,0 от 888,5 до 950,0 от 8 до 89 150 0,05 6 не допускается 20 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22/380±38 50±0,4 |
| Габаритные размеры СИКНС, мм, не более - высота - ширина - длина | 3 265 8 960 5 960 |
| Срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20 000 |
| Количество ИЛ, шт. | 2 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения, зав. № 16006 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | 207/13-9-ИЭ | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения. Методика поверки | НА.ГНМЦ.0505-20 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0505-20 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»
10.07.2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда (передвижная трубопоршневая установка или компакт-прувер) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от
07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1
%;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Северо-Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2016.24563.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского месторождения
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 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
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 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
80043-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0505-20 МПСкачать5.2 Мб