Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения (далее - СИКН) предназначена для измерения массы нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей массового расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.
Конструктивно СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и смонтированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. В состав СИКН водит:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из трех измерительных линий (двух рабочих, одной контрольно-резервной).
2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерений показателей качества нефти.
3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
4) Пробозаборные устройства щелевого типа в количестве 2-х штук.
5) Блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), предназначенный для проведения поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей массового расхода.
6) Узел подключения передвижной поверочной установки.
7) Блок фильтров (БФ), обеспечивающий очистку нефти от посторонних механических включений.
8) Дренажная система закрытого типа.
9) Устройства индикации наличия свободного газа в нефти в количестве 2 штук.
В составе СИКН функционально выделены измерительные каналы (ИК) массового расхода, определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным методом при поверке СИКН.
Состав СИКН представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование и тип средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Блок измерительных линий |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400 | 45115-10 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051, мод. 3051TG | 14061-10 |
| Блок измерений показателей качества неф | )ти |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-10 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | 15644-06 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051, мод. 3051TG | 14061-10 |
| Расходомеры UFM 3030 | 32562-09 |
| Система обработки информации |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 | 19240-11 |
| Блок трубопоршневой поверочной установки |
| Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (Рабочий эталон 2-го разряда) | 44252-10 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051, мод. 3051TG | 14061-10 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКН обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне;
- автоматическое определение массы нефти по каждой измерительной линии;
- автоматическое определение массы нефти по СИКН в целом;
- измерение давления и температуры нефти в автоматическом режиме, а также с помощью показывающих средств измерений;
- автоматическое измерение плотности нефти и объемной доли воды в нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в испытательной (химико-аналитической) лаборатории или массовой доли воды, вычисленной по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером нефти;
- автоматизированное и ручное управление измерительными линиями (включение, выключение, поддержание заданного расхода);
- автоматизированное и ручное управление расходом нефти через БИК;
- автоматический отбор объединенной пробы;
- ручной отбор точечной пробы;
- автоматизированное выполнение КМХ МПР с помощью контрольно-резервного МПР без нарушения работы СИКН;
- автоматизированное выполнение поверки и КМХ МПР с помощью ТПУ и поточного плотномера без нарушения работы СИКН;
- проведение поверки стационарной ТПУ с применением передвижной поверочной установки;
- автоматизированный контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при поверке и КМХ, а также в основной технологической схеме СИКН, оказывающей влияние на точность измерений количества нефти;
- автоматический контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- индикация и регистрация результатов измерений и вычислений, их хранение и передачу в системы верхнего уровня;
- формирование в автоматическом режиме 2-х часовых, сменных, суточных и месячных отчётов, актов приёма-сдачи нефти, паспортов качества и журналов регистрации показаний средств измерений с выводом данных на монитор АРМ оператора и на печатающее устройство;
- формирование журнала событий СИКН (переключения, аварийные сигналы, сообщения об ошибках и отказах системы и ее элементов);
- защита программными средствами от несанкционированного доступа к СОИ.
Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения осуществляется согласно требований их описаний типа или МИ 3002-2006. Заводской номер указан в виде цифрового обозначения на информационной табличке установленной на корпусе шкафа измерительно-вычислительного комплекса. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение
Программное обеспечение СИКН представлено встроенным прикладным программным обеспечением комплекса измерительно-вычислительного «ИМЦ-03» и АРМ оператора СИКН.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК «ИМЦ-03» | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | OIL_MM.EXE | Rate АРМ оператора УУН |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 352.04.01 | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | FE1634EC | B6D270DB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов
| Номер ИК | Наименова ние ИК | Количество ИК | Состав ИК | Диапазон измерений по одному ИК, т/ч | Пределы допускаемой относительной погрешности, % |
| Первичные измерительные преобразователи | Вторичная часть |
| 1-3 | ИК массового расхода нефти | 3 | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 | Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-03 | от 100 до 450 | ±0,25 |
Примечание - Пределы допускаемой относительной погрешности нормированы при использовании измерительной линии в качестве рабочей.
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон массового расхода, т/ч | от 100 до 900 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения: - массы брутто нефти, % - массы нетто нефти, % | ± 0,25 ± 0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных линий | 3 (2 рабочих, 1 контрольно-резервная) |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление в измерительной линии, МПа - плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - кинематическая вязкость нефти в рабочих условиях, мм2/с (сСт) - массовая доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более - содержание свободного газа | от +10 до +40 от 0,24 до 3,90 от 750 до 950 от 2 до 25 0,5 0,05 100 66,7 (500) не допускается |
| Режим работы | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения | | 1 |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти №564 ПСП «Тарасовский» | | 1 |
Сведения о методах измерений
«Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2012.11634.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».
