Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦППН-8 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы брутто нефти и вычислений массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых Promass (далее - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+ (далее - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефти (далее - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два ИВК (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации; автоматизированное рабочее место оператора на базе ПО ПК «Cropos» (далее -АРМ оператора), формирующее отчетные данные и оснащенное средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКНС входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном
| информационном фонде по обеспечению единства измерений регистрационный №)), приведенные в таблице 1. Т а б л и ц а 1 - Состав СИКН | (далее по тексту - |
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 83F) | 15201-11 |
| Преобразователи давления измерительные SITRANS P серии 7MF | 66310-16 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR62 | 68002-17 |
| Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT82 | 57947-14 |
| Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 | 63973-16 |
| Расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 64224-16 |
| Преобразователи измерительные постоянного тока ПТН-Е2Н | 42693-15 |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти;
- автоматическое вычисление массовой доли воды в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;
- поверка и КМХ МПР по передвижной ПУ, КМХ рабочего МПР по контрольнорезервному МПР;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКНС.
Программное обеспечение
СИКНС реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) СИКН приведены в таблице 2.
ПО СИКН защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения.
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС _
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41.0.0 | 06.25 |
| Цифровой идентификатор ПО | 16ВВ1771 | 0x1990 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC16 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 110 до 1320 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 4 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность при 20°С, кг/м3 - давление, МПа - рабочее - минимальное допустимое - максимальное допустимое - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - кинематическая вязкость, сСт, не более - плотность пластовой воды при 20°С, кг/м3, не более | от 850 до 880 от 2,7 до 5,8 0,9 6,0 от +25 до +60 0,5 0,05 100 не допускается не допускается 19,5 1011 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, 380±38 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -55 до +34 90 от 97,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦШШ-8 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», заводской № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 766-2021 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ЦППН-8 Приобского месторождения», ФР.1.29.2022.42598.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ЦППН-8 Приобского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 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 «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»);
Адрес: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24.
ИНН: 0278005403
85615-22: Методика поверкиСкачать5.0 Мб