Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением счетчика -расходомера массового. Выходные сигналы измерительного преобразователя счетчика -расходомера массового поступают на соответствующие входы измерительно -вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКНС применены средства измерений утвержденных типов:
- расходомеры массовые Promass (модификации Promass 500) (далее по тексту -СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 68358-17;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, рег. № 63889-16;
- датчики давления Метран-150 модели 150TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту ВП), рег. № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14;
- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «:АБАК+» (далее по тексту - ИВК), рег. № 52866-13;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 и №3, рег. № 303-91;
- манометры МП показывающие и сигнализирующие, рег. № 59554-14. Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК (основной и резервный), АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Наименования ПО АРМ оператора и идентификационные данные указаны в таблице 1. Наименование ПО ИВК и идентификационные данные приведены в описании типа ИВК.
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
| Т аблица 1 - Идентификационные данные ПО АР | М оператора |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | OZNA-Flow.3.2 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 60075479 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, м3/ч (т/ч) | от 40 до 90 (от 34 до 77) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы сырой нефти - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды ВП при содержании массовой доли воды до 0,5 % - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории при содержании массовой доли воды до 0,5 % | ±0,25 ±0,35 ±0,35 |
Т аблица 3 - Основные технические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа: - рабочее | 1,3 |
| - минимально допустимое | 0,8 |
| - максимально допустимое | 2,2 |
| Физико-химические свойства измеряемой среды: |
| Диапазон плотности дегазированной нефти при температуре +20 оС и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3 | от 855 до 880 |
| Диапазон плотности пластовой воды при температуре +20 оС | от 1110 до 1200 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт): | от 5,3 до 16,5 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +35 до +65 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 20 до 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,08 |
| Массовая доля серы, %, не более | 2,12 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 3,22 |
| Давление насыщенных паров, кПа, не более | 50,6 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1(ррт), не более | 110 |
| Массовая доля метил- этилмеркаптанов, млн"1(ppm), не более | 72 |
| Содержание свободного газа, %, не более | не допускается |
| Содержание растворенного газа, м3/м3, не более | 0,5 |
| Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 | от 1,16 до 1,18 |
| Суммарные потери давления на СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) | 0,2 0,4 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, оС - температура в блок-боксе, оС, не менее - операторная, оС | от -40 до +50 +5 от +15 до +25 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Орнебургнефть», заводской № 372 | | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | ОИ 372.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1033-9-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1033-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть». Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», утвержденному 13 марта 2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 -го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 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», обеспечивающий определение метрологических характеристик счетчиков - расходомеров массовых в требуемых диапазонах расхода;
- 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 инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/7509-18 от 17.07.2018). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30785.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 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».
79772-20: Методика поверки МП 1033-9-2019Скачать5.1 Мб