Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

Назначение

Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения (далее - система) предназначенная для автоматизированного коммерческого учета массы сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в системе обработки информации расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного в сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объемной доли воды, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF300 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Госреестр №) 13425-01, 45115-10;

-    преобразователи давления измерительные JUMO dTRANS p02, Госреестр № 56239-14;

-    преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-99;

-    датчики давления-55, Госреестр № 18375-08;

-    датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;

-    термопреобразователи сопротивления серии 90, Госреестр № 16761-03;

-    преобразователи измерительные сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTRANS T01, Госреестр № 24931-03;

-    термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 0104, Госреестр № 29336-05;

-    счетчик нефти турбинный МИГ-32, Госреестр № 26776-04;

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм2, Госреестр № 14557-15 (далее - влагомер);

-    термопреобразователи сопротивления платиновые 65, Госреестр № 22257-05;

-    преобразователи измерительные 644, Госреестр № 14683-04;

-    датчики температуры Rosemount 644 Госреестр № 63889-16.

В систему обработки информации системы входят:

-    комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-03, Госреестр № 19240-00;

-    автоматизированное рабочее место оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений давления и температуры сырой нефти утвержденных типов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы реализовано в системе обработки информации.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Таблица 1 - Идентификационные данные ПО_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03

ПО АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

OIL_MM.EXE

Main.exe

Номер версии (идентификационный номер ПО)

352.03.01

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

83AC5F6D

CCD620D2

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики_

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода сырой нефти, т/ч

от 22 до 45

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %

± 0,77

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти согласно ГОСТ Р 8.615, при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера, %

±0,37

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Измеряемая среда

нефть сырая

Плотность обезвоженной дегазированной нефти при 15 °С, кг/м3

920,3

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

1136

Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3

от 889 до 929

Массовая доля воды, %, не более

10

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,3

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

26000

Объемное содержание растворенного газа, м3/м3

отсутствует

Содержание свободного газа, %

отсутствует

Избыточное давление сырой нефти, МПа

от 0,5 до 2,5

Температура сырой нефти, °С

от +5 до +30

Режим работы системы

Окончание таблицы 3

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Температура сырой нефти, °С

от +5 до +30

Режим работы системы

периодический

Параметры электрического питания:

-    напряжение, В

-    частота, Гц

380В, 220В; 50 Гц

Потребляемая мощность, кВт, не более

35

Условия эксплуатации

-    температура окружающей среды, °С

-    относительная влажность, %, не более

-    атмосферное давление, кПа

от -50 до +50 95

от 80 до 106

Средний срок службы, лет, не менее

15

Знак утверждения типа

периодическим

наносится на титульном листе инструкция по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения

зав. № 01

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

-

1 экз.

Методика поверки

МП 1155-9-2020

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 1155-9-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения. Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 23 октября 2020 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная передвижная на базе счетчиков-расходомеров массовых, УППМ (Госреестр № 54139-13) рабочий эталон 2 разряда в соответствии с ГПС, утвержденной приказом Росстандарта от 07 февраля 2018 № 256;

-    средства поверки, в соответствии с документом на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска повери-тельного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти сырой на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения ООО «ТРАНСОЙЛ» ГКС-011-2020 (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10709-20 от 19.10.2020).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-1 Нижне-Уратьминского месторождения

Приказ Росстандарта от 07 февраля 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»

Развернуть полное описание