Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения, 75317-19

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения (далее по тексту- система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрации 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 измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.

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

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

-    влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100-01 (далее по тексту - ВП), рег. № 24604-12;

-    преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, рег. № 41560-09;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, рег. № 49519-12;

-    преобразователи измерительные серии iTEMP TMT82, рег. № 57947-14;

-    преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, рег. № 41560-09;

-    расходомер ультразвуковой UFM 3030, рег. № 48218-11.

В систему сбора и обработки информации системы входят:

-    комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. № 43239-09;

-    автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11, 46078-16;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91;

-    манометры показывающие для точных измерений МПТИ, рег. № 26803-11.

Программное обеспечение

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

Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

-    при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по МЦКЛ.0229М-2014 «Инструкция. ГСИ. Объемная и массовая доля воды в сырой нефти. Методика измерений комбинированным методом» (свидетельство об аттестации № 01.00140/391-14 от 17.02.2014), %, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005:

±0,6

±0,8

±1,3

±2,6

±3,8

±6,7

Значение

характеристики

-    при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.

-    при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.

-    при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.

-    при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл.

-    при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл.

-    при содержании объемной доли воды от 90 до 94,3 % вкл. (до 95 % вкл. массовой доли воды)

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 0911-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25.01.2019 г.

Основные средства поверки:

- эталоны 1-го и 2-го разрядов в соответствии с приказом № 256 от 07.02.2018 (часть 1 и 2) с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки системы во всем диапазоне измерений.

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

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-К Кудринского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10309-18 от 20.08.2018 г.).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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».