Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Долговская" АО "Оренбургнефть". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Долговская" АО "Оренбургнефть"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Долговская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Описание

Принцип действия системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Долговская» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси 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 нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто нефтегазоводяной смеси определяется как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.

СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ), системы дренажа и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольно-резервной (далее - ИЛ 2). БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Часть измерительных компонентов СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК), метрологические характеристики которых определяют комплектным методом. Заводской номер СИКНС 8015.

В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1.

Наименование измерительного компонента

Место установки, кол-во, шт

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модель CMF300M

1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2)

45115-16

Датчик давления Метран-150, модель 150TG

4 (БФ), 3 (БИЛ), 1 (БИК)

32854-13

Преобразователь температуры Метран-280-Ex, мод. термопреобразователь сопротивления Метран-286-Ex

3 (БИЛ), 1 (БИК)

23410-13

Влагомер поточный ВСН-АТ, модель ВСН-АТ.050.060.УМ-020-С

1 (БИК)

62863-15

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

1 (БИК)

57762-14

Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

2 (СОИ)

43239-15

В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.

Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, которой пломбируется фланцевые соединения расходомеров массовых. Неизменность ПО расходомеров массовых обеспечивается защитой бесконтактных кнопок управления с помощью знаков поверки в виде наклеек и пломбированием шпилек, ограничивающих снятие крышек вторичных электронных преобразователей. Пломбы, несут на себе поверительные клейма, в соответствии с МИ 3002-2006 Рекомендация «ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.

К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведением вычислительных операций, хранением калибровочных таблиц, передачей данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.

ПО СИКНС защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств: реализованы система паролей доступа, авторизация пользователей, криптографические методы защиты. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

АРМ оператора

ИВК

Идентификационное наименование ПО

RateCalc

Formula.o

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.4.1.1

6.15

Цифровой идентификатор ПО

F0737B4F

5ED0C426

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

CRC32

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3, 4, 5.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

1

2

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

От 16 до 267

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером ВСН-АТ (далее - влагомером), %:

-    в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0,01 до 5 % включ.:

-    в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 % включ. :

-    в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 15,6 % включ.:

± 0,35 ± 0,4 ± 0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в дегазированной нефти в аттестованной испытательной лаборатории:

-    в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5 % включ. :

-    в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 % включ. :

-    в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 20 % включ.:

± 0,6 ± 1,1 ± 2,5

Номер ИК

Наименование ИК

Количество ИК (место установки)

Состав ИК

Диапазон измерени й (т/ч)

Пределы

допускаемой

относительной

погрешности

ИК

Первичный

измеритель

ный

преобразо

ватель

Вторичная часть

1

2

3

4

5

6

7

1,

2

ИК

массового

расхода

нефтегазо

водяной

смеси

2)

К ^ (И И

2

Счетчик-

расходомер

массовый

Micro Motion

модель

CMF300

Комплекс

измерительно

вычислительный

«ОКТОПУС-Л»

(«OKTOPUS-L»)

От 16 до 267

±0,25 %1) (±0,20 %)2)

1)    Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного;

2)    Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного.

Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

1

2

Температура окружающего воздуха, °С:

от - 40 до + 50

Средний срок службы, лет, не менее

10

Измеряемая среда со следующими параметрами:

-    избыточное давление измеряемой среды, МПа -температура измеряемой среды, °С

-    плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3

-    плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3

-    плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3

-    объемная доля воды (массовая), %,

-    массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной нефтегазоводяной смеси, мг/дм3

-    массовая доля механических примесей, %

-    содержание растворенного газа, м3/м3

-    содержание свободного газа

Нефтегазоводяная смесь от 0,8 до 3,0 от +10 до +50

от 800 до 880 от 1100 до 1200 от 1,05 до 1,6 до 15,6 (до 20)

до 15000 до 0,5 от 0,5 до 5 отсутствует

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность СИКНС

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Долговская» АО «Оренбургнефть»

-

1 шт.

Инструкция по эксплуатации

П1-01.05 ИЭ-127 ЮЛ-412

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Долговская»», утверждена АО «Нефтеавтоматика», (регистрационный номер ФР.1.29.2021.40579).

Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений

ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;

Приказ Росстандарта от 7 февраля 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.

Правообладатель

Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)

ИНН 5612002469

Адрес: 461046, Оренбургская область, г. Бузулук, ул. Магистральная, дом 2 Телефон: +7 (35342) 73-670, +7 (35342) 73-317 факс: +7 (35342) 73-201 Web-сайт: www.orenburgneft.rosneft.ru; E-mail: orenburgneft@rosneft.ru

Развернуть полное описание