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»
80870-20: Методика поверки МП 1155-9-2020Скачать6.5 Мб