Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 2

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрация массы нефти сырой с нарастающим итогом).

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, массовой доли растворенного газа. 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 система сбора и обработки информации.

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

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

-    влагомеры сырой нефти ВСН-АТ-100 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 62863-15;

-    преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57947-14;

-    расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-15;

-    автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;

-    термометры биметаллические показывающие, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 46078-11;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Программное обеспечение

Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК) и автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный)

АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

Formula.o

«ОЗНА-Flow»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

6.10

2.0

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

24821СЕ6

64С56178

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 50 до 210

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, %

-    при содержании от 75 % массовой доли воды до 85 % включ. объемной доли воды;

-    при содержании объемной доли воды от 85% до 89,85 % включ. (массовой доли воды до 91 %)

±8,5

±19,0

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон измерений расхода, м3/ч

от 50 до 210

Диапазон плотности сырой нефти при 20 °С, кг/м

от 888,5 до 950,0

Диапазон плотности пластовой воды при 20 °С, кг/м

от 1005 до 1015

Кинематическая вязкость, сСт, не более

19,5

Диапазон давления, МПа

-    рабочее

-    минимально допустимое

-    максимально допустимое

от 3,4 до 3,8 1,2 4,5

Диапазон температуры сырой нефти, °С

+25 до +60

Диапазон массовой доли воды в сырой нефти, %

от 75 до 91

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,5

Диапазон массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3

от 42,1 до 47,1

Диапазон содержания растворенного газа, м3/м3

от 0,8 до 3,2

Плотность газа при стандартных условиях, кг/м , не более

0,96

Содержания свободного газа, %

не допускается

Режим работы системы

непрерывный

Потребляемая мощность, кВт, не более

10

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

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

Условия эксплуатации

-    температура окружающего воздуха, °С

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от -55 до +34 до 100 при 25 °C 100±5

Средний срок службы, год, не менее

10

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 выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения

заводской № 322

1

СИКНС на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Руководство по эксплуатации

ОИ

322.00.00.00.000 РЭ

1

Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Методика поверки

МП 0747-9-2018

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0747-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 февраля 2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;

-    эталоны 1-го и 2-го разряда по «Государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта №256 от 07.02.2018 г. с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру.

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

ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/509-17 от 02.02.2017 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения

Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г.

Развернуть полное описание