Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ "Салюкинская" ООО "РН - Северная нефть". 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 "Салюкинская" ООО "РН - Северная нефть"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения количества и показателей качества нефти Салюкинского месторождения, сдаваемой ООО «РН - Северная нефть» в межпромысловый нефтепровод «Черпаю -Баган».

Описание

Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений.

В состав СИКНС входят:

-    блок измерительных линий (далее - БИЛ) в составе двух измерительных линий (одной рабочей и одной контрольно-резервной), каждая из которых оснащена фильтром сетчатым, манометрами показывающим для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) под № 26803-11 и датчиком давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) для измерения разности давления, расходомером массовым Promass 83F (далее -РМ) (регистрационный № 15201-11);

-    блок измерений параметров нефти сырой, выполненный по насосной схеме, в составе манометров показывающих для точных измерений МПТИ, датчика давления Метран-150, влагомера нефти поточного УДВН-1пм1 (далее - ВП) (регистрационный № 14557-10), пробоотборника автоматического «Стандарт-А», пробоотборника ручного «Стандарт-Р», счетчика нефти турбинного МИГ 32Ш (регистрационный № 26776-08), термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 № 2 и № 3 (регистрационный № 303-91), преобразователя температуры Метран-286 (регистрационный № 23410-13), места для подключения поточного преобразователя плотности, места для подключения пикнометрической установки или прибора УОСГ-100 СКП, пробоотборника для отбора пробы для определения растворенного газа;

-    узел подключения передвижной поверочной установки c регулятором расхода;

-    система сбора и обработки информации в составе контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 (регистрационный № 15066-09) и автоматизированного рабочего места оператора системы на базе программного комплекса «СПЕКТР-С» (далее - АРМ);

-    запорная и регулирующая арматура;

-    дренажная система с запорной арматурой.

На выходном коллекторе БИЛ установлены смеситель, пробозаборное устройство щелевого типа, изготовленное в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб», термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, преобразователь температуры Метран-286, манометр показывающий для точных измерений МПТИ, датчик давления Метран-150, регулятора расхода.

Программное обеспечение

Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО контроллера измерительного OMNI 6000

ПО программного комплекса АРМ «СПЕКТР-С»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

V24.75.01

V 2.0.1

Цифровой идентификатор ПО

EBE1

-

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2 и 3.

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 10 до 50

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды не более 4% (объемной доли воды не более 3,365%):

-    при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением ВП и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %

-    при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %

±0,35

±0,45

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Параметры

Измеряемая среда

Нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

2 (1 рабочая,

1 контрольнорезервная)

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

от 803,5 до 888,0

Кинематическая вязкость, сСт, не более

8,4

Диапазон давления, МПа

от 0,1 до 0,5

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от 20 до 60

Массовая доля воды, %, не более

4,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Содержание парафина, %, не более

3,8

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

250

Массовая доля серы, %, не более

0,92

Плотность пластовой воды кг/м3, не более

1064

Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

Суммарные потери давления в СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    в режиме измерений

-    в режиме поверки и контроля метрологических характеристик

0,2

0,4

Объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более

8,3

Содержание свободного газа

не допускается

Режим управления:

- запорной арматурой

ручной

- регулирующей арматурой

ручной

Режим работы СИКНС

непрерывный

Знак утверждения типа

наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть»

Заводской № 01-14

1 шт.

Инструкция ООО «РН - Северная нефть». по эксплуатации система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская»

П4-04 И-02124 ЮЛ-002

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть». Методика поверки»

МП 0465-9-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0465-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 15 августа 2016 года.

Основные средства поверки:

- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «21» апреля 2015 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/7809-15 от «21» апреля 2015 г.).

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть»

ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

Развернуть полное описание