Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 7 Ломового нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти сырой и массы нетто нефти сырой.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы нефти сырой прямым методом динамических измерений.
Масса нефти сырой измеряется по результатам прямых измерений массы нефти сырой расходомером-счетчиком массовым.
Масса нетто нефти сырой вычисляется как разность массы нефти сырой и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти сырой, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой.
Средства измерений в составе блока измерительных линий, блока измерений показателей качества сырой нефти и выходного коллектора выполняют измерение массового расхода, давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти сырой и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Комплекс измерительновычислительный МикроТЭК-09-04-ТН (ИВК) выполняет измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти сырой, вычисление массы нефти сырой, массы нетто нефти сырой и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
СИКНС состоит из:
- комплекса технологического (КТ), включающего:
а) блок измерительных линий, включающий три измерительные линии (ИЛ);
б) блок измерений показателей качества сырой нефти;
в) выходной коллектор;
г) узел подключения передвижной поверочной установки;
- системы обработки информации (СОИ), включающую:
а) комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-ТН;
б) автоматизированное рабочее место оператора.
Средства измерений, входящие в состав СИКНС, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКНС
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер* | Количество |
| Блок измерительных линий |
| Расходомер-счетчик массовый OPTIMASS 7400 | 53804-13 | 3 шт. |
| Преобразователь (датчик) давления измерительный EJA110 | 59868-15 | 2 шт. |
| Преобразователь (датчик) давления измерительный EJA530 | 59868-15 | 3 шт. |
| Преобразователь температуры Метран-286 | 23410-13 | 3 шт. |
| Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУУ2 | 58474-14 | 7 шт. |
| Термометр биметаллический показывающий ТБ-2 | 46078-11 | 3 шт. |
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер* | Количество |
| Блок измерений показателей качества сырой нефти |
| Влагомер поточный ВСН-АТ | 62863-15 | 1 шт. |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276 | 21968-11 | 1 шт. |
| Выходной коллектор |
| Преобразователь (датчик) давления измерительный EJA530 | 59868-15 | 1 шт. |
| Преобразователь температуры Метран-286 | 23410-13 | 1 шт. |
| Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУУ2 | 58474-14 | 1 шт. |
| Термометр биметаллический показывающий ТБ-2 | 46078-11 | 1 шт. |
| Система обработки информации |
| Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-ТН | 55487-13 | 1 шт. |
| Примечание - * Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольному преобразователю расхода;
3) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти сырой;
4) запись и хранение архивов;
5) вычисление массы нетто нефти сырой при вводе в ИВК параметров нефти сырой, по результатам лабораторных исследований пробы нефти сырой;
6) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКНС от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКНС и ПО «АРМ оператора УПСВ», установленное на АРМ оператора. Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку, запись и хранение архивов, выполнение КМХ ПР по контрольному ПР, отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «АРМ оператора УПСВ» осуществляет отображение технологических и учетных параметров.
ПО ИВК имеет модульную структуру и включает в себя подсистемы метрологически значимой и незначимой части ПО. Идентификационные данные подсистем метрологически значимой части ПО ИВК приведены в таблице 2. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | «МикроТЭК-09» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1747 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Цифровой идентификатор ПО | номер версии подсистемы ПО | значение цифрового идентификатора подсистемы ПО |
| 1.757 | AF11667CD939F70C2AACEA2837FC3587 (mathSarasotaFD960.mdll) |
| 1.757 | A4497D2234B7A0FE257739D3B4AA2005 (mathSolartron7835.mdll) |
| 1.757 | 13DA4AFE2991695791DAB25ACD65B6CD (mathTransforms.mdll) |
| 1.757 | 5AFF2325058B355AA3B322DA8D681519 (mathRawOil.mdll) |
| 1.1747 | A11709D9D03D975659672CC96759675A (mathCommercialOil.mdll) |
| 1.757 | 02DC49B1E0F7507771FC067108C30364 (mathHC.mdll) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти сырой через одну ИЛ, т/ч | от 10 до 70 |
| Диапазон измерений избыточного давления нефти сырой, МПа | от 0,4 до 1,5 |
| Диапазон измерений температуры нефти сырой, °C | от +5 до +40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, при содержании объемной доли воды, %: - от 0 до 5 % включ. - св. 5 до 10 % включ. | ±0,35 ±0,40 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИЛ, шт. | 3 (2 рабочие, 1 контрольная) |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Показатели качества нефти сырой: - плотность в рабочих условиях, кг/м3 - плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м - плотность пластовой воды, кг/м3, не более - кинематическая вязкость, мм /с (сСт) - объемная доля воды, % - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля хлористых солей, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более | от 800 до 850 от 810 до 820 1030 от 2 до 9 от 0 до 10 2,11 0,04 0, 1 |
| Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | Z4_VB 220±22 50±1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе КТ, °С - относительная влажность воздуха для средств измерений в составе КТ, %, не более - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность воздуха для средств измерений в составе СОИ, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -40 до +60 от +5 до +35 95 от +10 до +35 80 от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС печатным способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 7 Ломового нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01 | - | 1 шт. |
| ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 7 Ломового нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки | МП 316-17 | 1 экз. |
| Инструкция ОАО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ-7 «Ломового» н.м.р. ЦППН-4 | ИЭ-УПНГ-63-17 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 316-17 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 7 Ломового нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 15.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы массового расхода жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.510;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 7 Ломового нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-257-2017 от 16.11.2017 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 7 Ломового нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей
71059-18: Методика поверки МП 316-17Скачать5.9 Мб