Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти прямым методом динамических измерений, параметров сырой нефти и определения массы нетто сырой нефти.
Описание
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модификации CMF400 с преобразователем серии 2700 (далее - МПР).
Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработки с помощью системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от МПР, преобразователей давления, температуры, плотности, влагосодержания.
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 СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- блок фильтров (далее - БФ);
- блок измерительных линий (далее - БИЛ): 3 рабочих и 1 контрольно-резервная измерительные линии;
- блок измерений показателей качества (далее - БИК);
- узел подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы, температуры, давления, плотности сырой нефти и содержание воды в сырой нефти;
- определение массы нетто сырой нефти;
- измерение перепада давления на фильтрах;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и вычислений, формирование отчетов;
- контроль метрологических характеристик рабочего МПР по контрольнорезервному МПР и передвижной ПУ;
- поверку МПР по передвижной ПУ;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| БФ |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051CD | 2 | 14061-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 3 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 3 | 26803-11 |
| БИЛ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 с преобразователем серии 2700 | 4 | 45115-10 |
| 2 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 4 | 14061-10 |
| 3 | Датчик температуры 644 | 4 | 39539-08 |
| 4 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 4 | 26803-11 |
| 5 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | 4 | 303-91 |
| БИК |
| 1 | Преобразователь плотности жидкости измерительный мод. 7835 | 1 | 15644-06 |
| 2 | Влагомер нефти микроволновый МВН-1.1 | 1 | 28239-04 |
| 3 | Влагомер нефти микроволновый МВН-1.2 | 1 | 28239-04 |
| 4 | Расходомер ультразвуковой UFM 3030 K | 1 | 45410-10 |
| 5 | Преобразователь давления измерительный 3051CD | 4 | 14061-10 |
| 6 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 7 | Датчик температуры 644 | 1 | 39539-08 |
| 8 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 5 | 26803-11 |
| 9 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | 1 | 303-91 |
| Межблочное оборудование |
| 1 | Преобразователь давления измерительный 3051TG | 1 | 14061-10 |
| 2 | Датчик температуры 644 | 1 | 39539-08 |
| 3 | Манометр показывающий для точных измерений МПТИ | 1 | 26803-11 |
| 4 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | 1 | 303-91 |
| СОИ |
| 1 | Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 2 | 43239-09 |
| 2 | АРМ оператора СИКНС («RATE АРМ-оператора УУН») | 1 | _ |
СИ, входящие в состав СИКНС, имеют взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0-99.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее «OCTOPUS-L» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием «OCTOPUS-L».
Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО «Rate АРМ оператора УУН» | «RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC-32 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) | Formula.o | 6.05 | DFA87DAC | CRC-32 |
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «C» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение |
| в режиме ДНС | в режиме УПСВ |
| Рабочая среда | Сырая нефть |
| Диапазон массового расхода, т/ч | От 119,7 до 967,7 | От 484,2 до 854,6 |
| Диапазон избыточного давления, МПа | От 1,4 до 1,55 |
| Диапазон температуры, °С | От плюс 25 до плюс 40 |
| Физико-химические свойства - плотность при стандартных условиях, кг/м3, не более - плотность пластовой воды, кг/м3, не более - кинематическая вязкость, сСт, не более - массовая доля воды (объемная доля воды), %, не более - массовая доля механических примесей %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более | 893 1011 19,5 5,4 (4,64) 0,05 3200 20 1,162 66,7 | 887 1011 16,5 1 (0,86) 0,05 900 Отсутствует Отсутствует 66,7 |
| Наименование характеристики | Значение |
| в режиме ДНС | в режиме УПСВ |
| - содержание свободного газа | Не допускается | Не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти с содержанием объемной доли воды до 0,86 % (массовая доля воды до 1 %) в сырой нефти (при работе в режиме УПСВ), %: - при применении поточного влагомера - при определении массовой доли воды в сырой нефти в аккредитованной испытательной лаборатории | ±0,35 ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти с содержанием объемной доли воды до 4,64 % (массовая доля воды до 5,4 %) в сырой нефти (при работе в режиме ДНС), %: - при применении поточного влагомера - при определении массовой доли воды в сырой нефти в аккредитованной испытательной лаборатории | ±0,35 в соответствии с методикой (методом) измерений |
| Условия эксплуатации СИ СИКНС: - температура окружающей среды: а) в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ, ° С б) в месте установки СОИ, °С - относительная влажность, % а) в месте установки СИ БИЛ, БИК, БФ, % б) в месте установки СОИ, % - атмосферное давление, кПа | От плюс 5 до плюс 35 От плюс 10 до плюс 35 До 95 при температуре 35 °С От 30 до 80 От 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В а) силовое оборудование б) технические средства - частота, Гц | 380 (+10 %, -15 %) 220 (+10 %, -15 %) 50 (±1) |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 55 |
| Габаритные размеры блочно-модульного здания, мм, не более | 11500x9000x3200 |
| Масса, т, не более | 44 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 8 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку СИКНС методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС представлена в таблице 4.
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», заводской номер 553 | 1 экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Паспорт | 1 экз. |
| МП 58-30151-2013. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 58-30151-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 16 декабря 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- средства измерений в соответствии с нормативной документацией по поверке средств измерений, входящих в состав СИКНС;
- калибратор многофункциональный MC5-R:
а) диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения +(0,02 % показания + + 1 мкА);
б) диапазон воспроизведения частотных сигналов синусоидальной и прямоугольной формы от 0,0028 Гц до 50 кГц, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±0,01 % показания;
в) диапазон воспроизведения последовательности импульсов
0...9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность +(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методах измерений
«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти сырой. Методика (метод) измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2008/24809-13 от 28.11.2013 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 6651-2009 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний
2. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
3. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
4. ГОСТ Р 51330.0 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
