Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ Западно-Зимнего лицензионного участка ООО «Газпромнефть-Хантос» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти сырой, откачиваемой с УПСВ на Западно-Зимнем лицензионном участке ООО «Газпромнефть-Хантос».
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее по тексту - МПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
В состав БФ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту -регистрационный №)):
- манометр технический показывающий МТИф (регистрационный № 60168-15);
- датчик давления Метран-150 модели Метран-150CD3 (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 2680311).
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ:
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- датчик давления Метран-150 модели Метран-150TG4 (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 2680311);
- манометр технический показывающий МТИф (регистрационный № 60168-15).
На каждой ИЛ установлены следующие СИ:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модель CMF (регистрационный № 4511516);
- датчик давления Метран-150 модели Метран-150ТС4 (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 2680311);
- манометр технический показывающий МТИф (регистрационный № 60168-15).
На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ:
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 2680311);
- манометр технический показывающий МТИф (регистрационный № 60168-15);
- датчик давления Метран-150 модели Метран-150ТО4 (регистрационный № 32854-13);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16).
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (регистрационный № 14557-15);
- преобразователь плотности и расхода CDM модели CDM100P (регистрационный № 63515-16);
- датчик давления Метран-150 модели Метран-150ТО4 (регистрационный № 32854-13);
- датчик давления Метран-150 модели Метран-150CD4 (регистрационный № 32854-13);
- манометр ДМ2005ф (регистрационный № 58991-14);
- датчик температуры Rosemount 644 (регистрационный № 63889-16);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- манометр технический показывающий МТИф (регистрационный № 60168-15);
- пробоотборник для автоматического отбора пробы Стандарт-АОП;
- пробоотборник для ручного отбора пробы Стандарт-РОП;
- место для подключения пикнометрической установки или устройства определения содержания свободного и растворённого газа в жидкости.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МНР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных расхода и количества жидкостей и газов АБАК+ (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 52866-13) (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos» (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
- автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной поверочной установке, КМХ рабочего МПР по контрольно-резервному МПР;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Заводской номер в виде цифрового обозначение, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКНС.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Программное обеспечение (ПО) СИКНС реализовано в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО СИКН | [С |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll | Abak.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41.0.0 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0x16BB1771 | 4069091340 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 |
| Примечание - «0х» показывает, что число приведено в шестнадцатеричной системе счисления, и на дисплее не отображается. |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 86,0 до 318,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, при определении массовой доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2, % | ±0,4 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - кинематическая вязкость нефти обезвоженной при 20°С, сСт - плотность при 20°С, кг/м3 - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более - плотность нефтяного газа при 20°С и давлении 101325 Па, кг/м3, не более - давление, МПа | от +5 до +50 от 5 до 25 от 840 до 890 10 0,05 2500 отсутствует 5.0 1.0 от 0,4 до 6,3 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -50 до +40 90 от 97,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Т а б л и ц а 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ Западно-Зимнего лицензионного участка ООО «Газпромнефть-Хантос», зав. № 01 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 1034-2021 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ Западно-Зимнего лицензионного участка», ФР.1.29.2021.39844.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ Западно-Зимнего лицензионного участка ООО «Г азпромнефть-Хантос»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта 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
85293-22: Методика поверкиСкачать5.6 Мб