Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) с установки предварительного сброса воды (УПСВ) "Нядейюская" Нядейюского месторождения. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) с установки предварительного сброса воды (УПСВ) "Нядейюская" Нядейюского месторождения

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Нядейюская» Нядейюского месторождения (далее по тексту - система), предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой, поступающей с Нядейюского лицензионного участка на вход нефтяной насосной станции для дальнейшей транспортировки нефти по межпромысловому нефтепроводу «Нядейю-Хасырей» на установку подготовки нефти (УПН) Баган.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.

Система состоит из двух (одного рабочего и одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:

-    расходомеры массовые Promass 83Е (далее по тексту - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту -Госреестр) № 15201-11;

-    влагомер поточный УДВН-1пм1, Госреестр № 14557-15;

-    датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;

-    преобразователи температуры Метран-286, Госреестр № 23410-13;

-    преобразователь плотности и расхода CDM, Госреестр № 63515-16;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09;

-    автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие ТМ, Госреестр № 25913-08;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительно-вычислительных OMNI 6000 (основном и резервном), сведения о которых приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

контроллер измерительновычислительный OMNI 6000 (основной)

контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000(резервный)

Идентификационное наименование ПО

-

-

Номер версии (идентификационный номер) ПО

24.75.10

24.75.10

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

64E0

64E0

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений расхода рабочей среды, т/ч

от 5 до 30

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при массовой доле воды от 0 до 5 %, %

±0,35

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон плотности нефти, обезвоженной дегазированной при +20 °С, кг/м3

от 860 до 875

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

1064

Диапазон избыточного давления, МПа

от 0,1 до 0,3

Диапазон температуры сырой нефти, °С

от +5 до +40

Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт) при +20 °С при +40 °С

,8 1 S 00

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

5

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,0084

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

1000

Содержание свободного нефтяного газа, %

не допускается

Содержание парафина, %, не более

6,0

Массовая доля серы, %, не более

0,9

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

66,0 (500)

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в режиме измерений -в режиме поверки и КМХ

0,05

0,1

Наименование характеристики

Значение

Условия эксплуатации

-    температура окружающего воздуха, °С

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от -60 до +40 до 100 100±5

Режим управления запорной и регулирующей арматуры

ручной

Потребляемая мощность, кВт, не более

21,8

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1

Средний срок службы, год, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Нядейюская» Нядейюского месторождения

заводской № 02-17

1

Руководство по эксплуатации

СИКНС 02-17.00 РЭ

1

Паспорт

СИКНС 02-17.00 ПС

1

Методика поверки

МП 0894-9-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0894-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Нядейюская» Нядейюского месторождения. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 23.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 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»;

-    средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного 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 «Нядейюская» ООО «РН-Северная нефть» (свидетельство об аттестации методики измерений № 0808/1-156-311459-2017 от 08.08.2017).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПН «Баган»

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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

Развернуть полное описание