Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой установки переработки нефти с приемо-сдаточным пунктом «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы и параметров нефти сырой при учетных операциях между ННП-1 Александровского месторождения и ООО «Татнефть-Самара».
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой, реализованного с помощью измерительного преобразователя массового расхода жидкости - массового счетчика-расходомера (далее - МР).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее составляющих.
СИКНС состоит из следующих средств измерений (номер по Госреестру):
- расходомеры массовые Promass 83F (№ 15201-07);
- преобразователи давления измерительные модели Cerabar РМР (№ 41560-09);
- манометры МПТИ ОАО «Манотомь» (№ 26803-06);
- манометры МПЗ-УУ2 ОАО «Манотомь» (№ 10135-05);
- преобразователи температуры TR-10 (№26239-06)
- термометры стеклянные типа ТЛ-4 исп. 1 (№ 303-91);
- контроллер измерительный FloBoss модели S600 (№14661-08);
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое вычисление массы нефти сырой в рабочем диапазоне (т);
- автоматическое измерение температуры (°C) и давления (МПа) нефти;
- автоматическое измерение объемного содержания воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверку и контроль метрологических характеристик МР по передвижной поверочной установки;
- контроль метрологических характеристик рабочего МР по контрольному МР или по передвижной поверочной установке (далее - ПУ);
- поверку рабочего и контрольного МР по передвижной ПУ.
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.
Метрологически значимое ПО системы и измеренные данные защищены от случайных или непреднамеренных изменений.
Технические характеристики
Основные технические характеристики приведены в таблице 1. Таблица 1
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | От 8,0 до 60,0 |
| Диапазон измерений температуры, °C | от 5 до 38 |
| Диапазон измерений давления, МПа | от 0,25 до 4,0 |
| Диапазон измерений массовой доли воды, % | не более 10,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °C | ±0,2 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности при измерении давления, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении объемной доли воды, % | ±0,15 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях массы сырой нефти, % - на рабочей линии - на резервно-контрольной линии | ±0,25 ±0,20 |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 резервноконтрольная). |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
1. Единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации.
2. Инструкция по эксплуатации системы.
3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки».
4. МИ 3140-2008 Рекомендация «ГСИ Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП ЗАО «Татнефть-Самара».
Поверка
Поверку системы проводят в соответствии с инструкцией «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в 2010 г.
Основное поверочное оборудование (рабочие эталоны):
Установка эталонная мобильная «МЭУ-1» с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы жидкости: ± 0,11%.
Межповерочный интервал системы: один год.
Нормативные документы
МИ 2693-2001 «ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения».
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
МИ 3140-2008 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений системой измерения количества и параметров нефти сырой установки подготовки нефти с приемо-сдаточным пунктом ООО «Татнефть-Самара».
Рекомендация «ГСИ. Счетчики - расходомеры массовые «Promass» фирмы «Endress Hauser». Методика поверки эталонной передвижной массомерной установкой», утверждённая ФГУП «ВНИИР» 14.07.2006 г.
Заключение
Тип единичного экземпляра системы измерений количества и параметров нефти сырой УПН с ПСП «Калиновый Ключ» ООО «Татнефть-Самара» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
