Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрации массы нефти сырой с нарастающим итогом).
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 расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система может работать как в режиме дожимной насосной станции (далее - ДНС), так и в режиме установки предварительного сброса воды (далее - УПСВ). Система 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, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.
Система состоит из четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомеры массовые Promass 83F (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег. №) № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 (далее - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, рег. № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, рег. № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, рег. № 57947-14;
- преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, рег. № 41560-09;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, рег. № 48218-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. № 43239-09;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, рег. № 26803-11;
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК) и автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» 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 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | «ОЗНА-Flow» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.05 | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | DFA87DAC | 64С56178 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений расхода в режиме ДНС, м3/ч | от 50 до 700 |
| Диапазон измерений расхода в режиме УПСВ, м3/ч | от 50 до 500 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменениями № 1, 2)», % - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 90 до 98 % вкл. | ±1,4 ±2,1 ±4,3 ±12,9 ±19,3 ±96,2 |
| 1 | 2 |
| - при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по МЦКЛ.0229М-2014 «Инструкция. ГСИ. Объемная и массовая доля воды в сырой нефти. Методика измерений комбинированным методом», % в соответствии с ГОСТ Р 8.615: - при содержании массовой доли воды от 10 % объемной доли воды | ±0,6 |
| не более 20 % |
| - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл. | ±0,8 |
| - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл. | ±1,3 |
| - при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл. | ±2,6 |
| - при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. | ±3,8 |
| - при содержании объемной доли воды от 90 до 94,24 % вкл. (до 95 | ±6,7 |
| % вкл. массовой доли воды) |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Температура измеряемой среды, °С | от +20 до +70 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 1,2 до 4,5 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С и абсолютном давлении 101,325 кПа, кг/м | 867,6 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3, не более | 1011 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт, не более | 19,5 |
| Диапазон объемной доли воды в сырой нефти, %, не более | от 10 до 98 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,009 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм , не более | 102,9 |
| Содержание растворенного газа, м3/м3 | 4,3 |
| Плотность газа при стандартных условиях, кг/м , не более | 0,96 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы | непрерывный |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 10 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, при +25 °C, % - атмосферное давление, кПа | от -55 до +34 до 100 100±5 |
| Средний срок службы, год, не менее | 10 |
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения | заводской № 215 | 1 |
| СИКНС ДНС-2 Малобалыкского месторождения (ООО «РН-Юганскнефтегаз». Руководство по эксплуатации | ОИ 215.00.00.00.000 РЭ | 1 |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения. Методика поверки | МП 0756-9-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0756-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 августа 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих 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 поверитель-ного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10109-18 от 17.08.2018).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения
Приказ № 256 от 07.02.2018 «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»
73363-18: Методика поверки МП 0756-9-2018Скачать6.5 Мб