Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата «Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП «Заполярное» (далее по тексту - СИКН) предназначена для автоматизированных измерений массы и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти и стабильного газового конденсата (далее по тексту - КГС).
Масса брутто нефти и КГС вычисляется с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительного преобразователя счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы измерительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти и КГС по реализованному в нем алгоритму.
Масса нетто нефти и КГС вычисляется как разность массы брутто и массы балласта, представляющего собой суммарную массу воды, механических примесей и хлористых солей.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений показателей качества смеси нефти и КГС и системы сбора, обработки информации и управления.
В составе СИКН применены следующие средства измерений утвержденных типов:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) (далее по тексту -СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 45115-16;
- преобразователи измерительные Rosemount 644, рег. № 56381-14;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, рег. № 22257-11;
- преобразователи давления измерительные 3051S, рег. № 24116-13;
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835, рег. № 52638-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту - ВП), рег. № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
- контроллеры измерительные FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК), рег. № 57563-14;
- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ) оператора.
-термометры и манометры для местной индикации и контроля температуры и давления.
Вспомогательные устройства и технические средства:
- пробоотборники автоматические, совмещенные с ручным отбором проб;
- фильтры тонкой очистки с быстросъемными крышками;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
Заводской номер СИКН указан в эксплуатационной документации.
Пломбирование СИКН не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКН (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКН.
Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния ПО. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКН «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 |
| ИВК основной | ИВК резервный | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | LinuxBinary.app | LinuxBinary.app | ОЗНА-Flow |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 06.21/21 | 06.24/24 | 3.2 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 6051 | 7ff3 | F90E05C3 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКН, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 40 до 600 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто смеси нефти и стабильного газового конденсата, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто смеси нефти и стабильного газового конденсата, % | ± 0,35 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| | Смесь нефти группы 1 по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. |
| Измеряемая среда | Общие технические условия» и конденсата газового стабильного по ГОСТ Р 543892011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия» |
| Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | |
| - расчетное | 6,3 |
| - минимальное | 0,7 |
| - максимальное | 1,6 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Диапазон динамической вязкости измеряемой среды, мПас - при температуре 20 °С - при температуре 30 °С | от 9,6 до 19,3 от 1,1 до 9,5 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 745 до 790 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +20 до +40 |
| Массовая доля воды, %, не более | 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая доля парафинов, %, не более | 6 |
| Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более | 20 |
| Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме млн-1 (ppm), не более | 40 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКН приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКН
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата «Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП «Заполярное», заводской № 291-03 | - | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | ОИ 29103.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1248-9-2021 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса смеси нефти и стабильного газового конденсата. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата (СИКН). Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП «Заполярное» с Изменением № 1 (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/87014-16). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2016.25157.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата «Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП «Заполярное»
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 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»
82369-21: Методика поверки МП 1248-9-2021Скачать5.1 Мб