Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Чупальского лицензионного участка месторождения им. Московцева ООО «РН - Юганскнефтегаз» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси и вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - нефти) с помощью расходомеров массовых Promass (далее по тексту - МНР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефти сырой (далее по тексту - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефтегазоводяной смеси.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
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 и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «Cropos» (основное и резервное) (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКНС входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -рег. №)):
- расходомеры массовые Promass (рег. № 15201-11);
- преобразователи давления измерительные SITRANS P серии 7MF (рег. № 66310-16);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR (рег. № 49519-12);
- преобразователи измерительные серии iTEMP TMT (рег. № 57947-14);
- расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (рег. № 57762-14);
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (рег. № 64224-16);
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (рег. № 14557-15);
- влагомеры поточные ВСН-АТ (рег. № 62863-15);
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ (рег. № 26803-11);
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (рег. № 303-91).
СИ, входящие в комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее по тексту - ЗИП):
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF (рег. № 13425-06);
- влагомеры сырой нефти ВСН-2 (рег. № 24604-12);
- преобразователи давления измерительные серии 40 мод 4385 (рег. № 19422-03);
- преобразователи давления измерительные 3051 (рег. № 14061-04);
- датчики давления Метран-55 (рег. № 18375-08);
- преобразователи измерительные 644 (рег. № 14683-04);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (рег. № 22257-05);
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270МП (рег. № 21968-06);
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (рег. № 32460-06).
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверка и КМХ МПР по передвижной ПУ, КМХ рабочего МПР по контрольнорезервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКНС.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКНС реализовано в ИВК и АРМ оператора.
Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС _
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.37 | 06.25 |
| Цифровой идентификатор ПО | DCB7D88F | 0x1990 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC16 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода: - в режиме УПСВ, т/ч (м3/ч) - в режиме ДНС, т/ч (м3/ч) | от 84,5 (100) до 462,7 (532) от 92,6 (100) до 1050,7 (1049) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной | |
| смеси при определении массовой доли воды в нефти с | |
| помощью влагомеров нефти поточных УДВН- 1пм в диапазоне | |
| массовой доли воды от 0 до 5 % включ., % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности | |
| вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной | |
| смеси при определении массовой доли воды в нефти с | |
| помощью влагомеров поточных ВСН-АТ в диапазоне | |
| массовой доли воды, % | |
| - от 20 до 50 % включ. | ±2,50 |
| - свыше 50 до 70 % включ. | ±5,00 |
| - свыше 70 до 85 % включ. | ±15,00 |
| - свыше 85 до 96 % включ. | ±50,00 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной | |
| смеси при определении массовой доли воды в нефти по | |
| ГОСТ 2477-2014 в диапазоне массовой доли воды, % | |
| - от 0 до 5 % включ. | ±0,60 |
| - свыше 20 до 50 % включ. | ±10,00 |
| - свыше 50 до 70 % включ. | ±20,00 |
| - свыше 70 до 85 % включ. | ±55,00 |
| Наименование характеристики | Значение в режиме ДНС | Значение в режиме УПСВ |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная |
| Рабочий диапазон плотности, кг/м3 | от 925,9 до 1001,6 | от 845,0 до 869,8 |
| Диапазон плотности пластовой воды при +20°С, кг/м3 | от 1006,9 до 1009,5 |
| Рабочий диапазон вязкости, мПа-с: | | |
| - кинематическая, при +20°С | от 13,0 до 29,3 |
| - кинематическая, при +50°С | от 5,7 до 11,0 |
| Давление, МПа, не более - рабочее | 3,6 |
| - расчетное | 4,0 |
| Рабочий диапазон температуры, °С | от +25 до +40 | от +25 до +60 |
| Массовая доля воды, % | от 49 до 96 | не более 5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,2 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 11260 до 12340 |
| Содержание свободного газа | отсутствует |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В | 220±22, 380±38 |
| - частота переменного тока, Гц | 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: | | |
| - температура окружающей среды, °С | от -47 до +38 |
| - относительная влажность, % | от 20 до 90 |
| - атмосферное давление, кПа | от 94 до 104 |
| 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 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Чупальского лицензионного участка месторождения им. Московцева ООО «РН - Юганскнефтегаз», зав. № 6 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 744 - 2017 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Чупальского лицензионного участка месторождения им. Московцева», ФР.1.29.2017.28053.
Нормативные документы, устанавливающие требования к СИКНС
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
85646-22: Методика поверкиСкачать5.6 Мб