Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО "РН – Юганскнефтегаз". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО "РН – Юганскнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения 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 - МПР). 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 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, одной рабочей измерительной линии (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 СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - рег. №)), приведенные в таблице 1.

Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС

Наименование СИ

Рег. №

Расходомеры массовые Promass

15201-11

Преобразователи давления измерительные SITRANS P серии 7MF

66310-16

Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR

49519-12

Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT

57947-14

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

64224-16

Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм

14557-15

Влагомеры поточные ВСН-АТ

62863-15

В состав СИКНС входят показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКНС.

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.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа или МИ 3002-2006 или инструкции по эксплуатации СИКНС.

Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.

Заводской № 7 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 реализована в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.

Уровень защиты ПО СИКНС «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

06.25/25

Цифровой идентификатор ПО

16BB1771

1990

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

CRC32

CRC16

Технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода:

- в режиме УПСВ, т/ч

от 85,99 до 134,50

- в режиме ДНС, т/ч

от 85,99 до 521,92

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 влагомера поточного в диапазоне массовой доли воды, %

- от 0 % до 5 % включ.

±0,35

- св. 5 % до 10 % включ.

±0,40

- св. 10 % до 20 % включ.

±1,50

- св. 20 % до 50 % включ.

±2,50

- св. 50 % до 70 % включ.

±5,00

- св. 70 % до 85 % включ.

±15,00

- св. 85 % до 96 % включ.

±55,00

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

- св. 5 % до 10 % включ.

±1,00

- св. 10 % до 20 % включ.

±2,50

- св. 20 % до 50 % включ.

±10,00

- св. 50 % до 70 % включ.

±20,00

- св. 70 % до 85 % включ.

±50,00

П р и м е ч а н и е - при массовой доли воды в нефти от 0 % до 10 % применяется влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (в режиме установки предварительного сброса воды (УПСВ)); при массовой доли воды в нефти от 10 % до 96 % применяется влагомер поточный ВСН-АТ (в режиме дожимной насосной станции (ДНС))

Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение в режиме ДНС

Значение в режиме УПСВ

Измеряемая среда

смесь нефтегазоводяная

Плотность в рабочих условиях, кг/м3

от 859,9 до 1003,7

Плотность пластовой воды при +20°С, кг/м3, не более

1010,0

Диапазон, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое

от 2,28 до 3,00 0,2

4,0

Диапазон рабочих температур, °С

от +25 до +60

Массовая доля воды, %

от 5 до 96

не более 5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,2

Продолжение таблицы 4

Наименование характеристики

Значение в режиме ДНС

Значение в режиме УПСВ

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

12000

Содержание свободного газа

не допускается

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Г ц

220±22, 380±38 50±0,4

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от -47 до +38 от 20 до 90 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

Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО «РН - Юганскнефтегаз»

_

1

Инструкция по эксплуатации

_

1

Методика поверки

_

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 746 - 2017 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения», ФР.1.29.2017.28051.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г.№ 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».

Развернуть полное описание