Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского 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 трех (двух 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 № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 24604-12;
- влагомер нефти микроволновый МВН-1.3 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 63973-16;
- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57947-14;
- преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-15;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;
- термометры биметаллические показывающие, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 46078-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 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 | 6.10 | 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 24821СЕ6 | 64С56178 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений расхода в режиме ДНС, м3/ч | от 100 до 1000 |
| Диапазон измерений расхода в режиме УПСВ, м3/ч | от 100 до 400 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти микроволнового МВН 1.3 в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования», %: - при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 5 до 10 % вкл. | ±0,35 ±0,4 |
| 1 | 2 |
| - при измерении массы нетто сырой нефти при определении | |
| массовой доли воды по результатам измерений объемной доли | |
| воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2 в соответст | |
| вии с ГОСТ Р 8.615, %: | |
| - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл. | ±1,4 |
| - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл. | ±2,1 |
| - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл. | ±4,4 |
| - при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл. | ±13,0 |
| - при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. | ±19,5 |
| - при содержании объемной доли воды от 90 до 95 % (массовая | ±39,0 |
| доля воды не более 95,73 %) | |
| - при измерении массы нетто сырой нефти при определе- | |
| нии массовой доли воды в испытательной лаборатории по | |
| МЦКЛ.0229М-2014 Инструкция «ГСИ. Объемная и массовая до- | |
| ля воды в сырой нефти. Методика измерений комбинированным | |
| методом» в соответствии с ГОСТ Р 8.615, %: | |
| - при содержании массовой доли воды от 10 % объемной доли | ±0,6 |
| воды не более 20 % вкл. | |
| - 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. | ±3,9 |
| - при содержании объемной доли воды от 90 до 94,16 % (массо- | ±6,7 |
| вая доля воды не более 95 %) | |
| Не нормируется - при содержании массовой доли воды в | |
| сырой нефти более 95,73 %. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных линий, шт. | 3 (две рабочие и одна контрольно-резервная) |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Температура измеряемой среды, °С | от 20 до 60 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,5 до 4,0 |
| Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м3 | от 860 до 889 |
| Кинематическая вязкость при температуре измеряемой среды, сСт, не более | 19,5 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 98 |
| Диапазон плотности пластовой воды при +20 °С, кг/м3 | от 1003 до 1014 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,009 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм , не более | 175,6 |
| Содержание растворенного газа, м3/м3 | 0,31 |
| Плотность газа при стандартных условиях, кг/м , не более | 0,96 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы | непрерывный |
| 1 | 2 |
| 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 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения | заводской № 252 | 1 |
| СИКНС ДНС с УПСВ Угутского месторождения. Руководство по эксплуатации | ОИ 252.00.00.00.000 РЭ | 1 |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения. Методика поверки | МП 0690-9-2017 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0690-9-2017 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 сентября 2018 г.
Основные средства поверки:
- поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3;
- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 % по «Государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки 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 с УПСВ Угутского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/12909-18 от 12.09.2018).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Угутского 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»
73446-18: Описание типа СИСкачать79.0 Кб