| Номер в госреестре | 81811-21 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара |
| Год регистрации | 2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения (далее по тексту - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений количества и параметров нефти сырой.
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 входного коллектора, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту - БИК), выходного коллектора и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
БФ состоит из двух линий: рабочей и резервной.
На каждой линии БФ установлены следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №):
- датчик давления Метран-150СБ (регистрационный № 32854-13);
- фильтр;
- два манометра избыточного давления показывающих МП-У (регистрационный № 10135-15).
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ, на входе и выходе которого установлены следующие СИ:
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-150ТО (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- четыре датчика давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);
- семь манометров избыточного давления показывающих МП-У (регистрационный № 10135-15);
- два фильтра;
- пробоотборник автоматический;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-150TG (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 43239-15), и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «ПЕТРОЛСОФТ (С)» (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенное средствами отображения и печати.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы (т) и массового расхода (т/ч) сырой нефти;
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
- поверку или КМХ МПР по передвижной ПУ;
- КМХ МПР, установленного на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
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.
СИКНС реализовано в ИВК и АРМ оператора. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||
| АРМ оператора | ИВК | ||
| Идентификационное наименование ПО | SIKNS.dll | TPULibrary.dll | Formula.o |
| Номер версии ПО | 1.0.0.0 | 1.0.0.0 | 6.15 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 081ac2158c73 492ad0925db1 035a0e71 | 1b1b93573f8c91 88cf3aafaa7793 95b8 | 5ED0C426 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 | CRC32 | |
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) | от 43 до 559 (от 50 до 650) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто | |
| сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти ВСН-2-50 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, % | |
| от 10 до 20 % включительно | ±1,50 |
| свыше 20 до 50 % включительно | ±2,50 |
| свыше 50 до 70 % включительно | ±5,00 |
| свыше 70 до 85 % включительно | ±15,00 |
| свыше 85 до 91 % включительно | ±22,00 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто | |
| сырой нефти при определении массовой доли воды в дегазированной нефти в аттестованной испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в | |
| диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, % | |
| от 10 до 20 % включительно | ±0,94 |
| свыше 20 до 50 % включительно | ±4,40 |
| свыше 50 до 70 % включительно | ±10,00 |
| свыше 70 до 85 % включительно | ±23,90 |
| свыше 85 до 91 % включительно | ±43,40 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность обезвоженной дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м3 - объемная доля воды, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - объемная доля парафина, %, не более - содержание свободного газа, % - объемная доля растворенного газа при стандартных условиях, м3/м3, не более | от +18 до +60 от 1,2 до 2,4 860 от 10 до 91 4200 0,11 6 отсутствует 20 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22/380±38 50±0,4 |
| Габаритные размеры СИКНС, мм, не более - высота - ширина - длина | 3770 5900 8900 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -55 до +34 80 от 86 до 106 |
| Срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20 000 |
| Количество ИЛ, шт. | 3 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
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 (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения, зав. № 17029 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 223/16-07-ИЭ | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения. Методика поверки | НА.ГНМЦ.0525-20 МП | 1 экз. |
приведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-3 Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2017.28241.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения
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
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
