Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО "Томскнефть" ВНК
| Номер в ГРСИ РФ: | 71846-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Томскнефть" ВНК, г.Стрежевой |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти сырой и массы нетто нефти сырой.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71846-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО "Томскнефть" ВНК |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
АО "Томскнефть" Восточной нефтяной компании, г.Стрежевой
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 71846-18: Описание типа СИ | Скачать | 96.9 КБ | |
| 71846-18: Методика поверки МП 328-18 | Скачать | 4.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти сырой и массы нетто нефти сырой.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы нефти сырой прямым методом динамических измерений.
Масса нефти сырой измеряется по результатам прямых измерений массы нефти сырой расходомером-счетчиком массовым.
Масса нетто нефти сырой вычисляется как разность массы нефти сырой и массы балласта, определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти сырой, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти сырой.
Средства измерений в составе блока измерительных линий, блока измерений показателей качества сырой нефти и выходного коллектора выполняют измерение массового расхода, давления, температуры, плотности и объемной доли воды в нефти сырой и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. Комплекс измерительновычислительный МикроТЭК-09-04-ТН (ИВК) выполняет измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти сырой, вычисление массы нефти сырой, массы нетто нефти сырой и передачу результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
СИКНС состоит из:
- комплекса технологического (КТ), включающего:
а) блок измерительных линий, включающий три измерительные линии (ИЛ);
б) блок измерений показателей качества сырой нефти;
в) выходной коллектор;
г) узел подключения передвижной поверочной установки;
- системы обработки информации (СОИ), включающую:
а) комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-ТН;
б) автоматизированное рабочее место оператора.
Средства измерений, входящие в состав СИКНС, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКНС
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер* |
Количество |
|
Блок измерительных линий | ||
|
Расходомер-счетчик массовый OPTIMASS 6400 |
53804-13 |
3 шт. |
|
Датчик давления МС2000, модель 2440 |
17974-11 |
2 шт. |
|
Преобразователь давления измерительный АИР-20/М2 |
63044-16 |
3 шт. |
|
Преобразователь температуры Метран-286 |
23410-13 |
3 шт. |
|
Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУ |
58474-14 |
5 шт. |
Продолжение таблицы 1
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер* |
Количество |
|
Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р |
46078-16 |
3 шт. |
|
Блок измерений показателей качества сырой нефти | ||
|
Влагомер поточный ВСН-АТ |
62863-15 |
1 шт. |
|
Счетчик нефти турбинный МИГ-40 |
26776-08 |
1 шт. |
|
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276 |
21968-11 |
1 шт. |
|
Преобразователь давления измерительный АИР-20/М2 |
63044-16 |
1 шт. |
|
Преобразователь температуры Метран-286 |
23410-13 |
1 шт. |
|
Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУ |
58474-14 |
1 шт. |
|
Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р |
46078-16 |
1 шт. |
|
Выходной коллектор | ||
|
Преобразователь давления измерительный АИР-20/М2 |
63044-16 |
1 шт. |
|
Преобразователь температуры Метран-286 |
23410-13 |
1 шт. |
|
Манометр показывающий виброустойчивый М-3ВУ |
58474-14 |
1 шт. |
|
Термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р |
46078-16 |
1 шт. |
|
Система обработки информации | ||
|
Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09-04-ТН |
55487-13 |
1 шт. |
|
Примечание - * Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | ||
СИКНС обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих преобразователей расхода (ПР) по контрольному преобразователю расхода;
3) формирование и печать текущих и архивных данных: журналов, трендов, паспорта качества нефти, акта приема-сдачи нефти сырой;
4) запись и хранение архивов;
5) вычисление массы нетто нефти сырой при вводе в ИВК параметров нефти сырой, по результатам лабораторных исследований пробы нефти сырой;
6) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбирование компонентов СИКНС от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКНС и ПО «АРМ оператора УПСВ-8», установленное на АРМ оператора. Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку, запись и хранение архивов, выполнение КМХ ПР по контрольному ПР, отображение технологических и учетных параметров, журнала сообщений и передачу измерительной информации на АРМ оператора. ПО «АРМ оператора УПСВ-8» осуществляет отображение технологических и учетных параметров.
ПО ИВК имеет модульную структуру и включает в себя подсистемы метрологически значимой и незначимой части ПО. Идентификационные данные подсистем метрологически значимой части ПО ИВК приведены в таблице 2. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентиф икационное наименование ПО |
«МикроТЭК-09» | |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1747 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
номер версии подсистемы ПО |
значение цифрового идентификатора подсистемы ПО |
|
1.757 |
AF11667CD939F70C2AACEA2837FC3587 (mathSarasotaFD960.mdll) | |
|
1.757 |
A4497D2234B7A0FE257739D3B4AA2005 (mathSolartron7835.mdll) | |
|
1.757 |
13DA4AFE2991695791DAB25ACD65B6CD (mathTransforms.mdll) | |
|
1.757 |
5AFF2325058B355AA3B322DA8D681519 (mathRawOil.mdll) | |
|
1.1747 |
A11709D9D03D975659672CC96759675A (mathCommercialOil.mdll) | |
|
1.757 |
02DC49B1E0F7507771FC067108C30364 (mathHC.mdll) | |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 | |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефти сырой через одну ИЛ, т/ч |
от 28 до 140 |
|
Диапазон измерений избыточного давления нефти сырой, МПа |
от 0,5 до 2,5 |
|
Диапазон измерений температуры нефти сырой, °C |
от +40 до +85 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой, при содержании объемной доли воды, %: - от 0 до 5 % включ. - св. 5 до 10 % включ. |
±0,35 ±0,40 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИЛ, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольная) |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
|
Показатели качества нефти сырой: - плотность в рабочих условиях, кг/м3 - плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С, кг/м3 - плотность пластовой воды, кг/м3, не более - кинематическая вязкость, мм2/с (сСт) - объемная доля воды, % |
от 800 до 870 от 830 до 850 1030 от 4 до 10 от 0 до 10 |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
- массовая доля парафина, %, не более - массовая доля хлористых солей, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более |
2,7 0,0055 0,014 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение постоянного тока, В - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
24_VS 220±22 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - температура окружающей среды для средств измерений в составе КТ, ° С - относительная влажность воздуха для средств измерений в составе КТ, %, не более - температура окружающей среды для средств измерений в составе СОИ, °С - относительная влажность воздуха для средств измерений в составе СОИ, %, не более - атмосферное давление, кПа |
от -40 до +60 от +5 до +35 95 от +10 до +35 80 от 84,0 до 106,7 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС печатным способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01 |
- |
1 шт. |
|
ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки |
МП 328-18 |
1 экз. |
|
Инструкция АО «Томскнефть» ВНК по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ-8 «Южно-Черемшанского» н.м.р. ЦППН-4 |
ИЭ-УПНГ-09-18 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 328-18 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 30.03.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон единицы массового расхода жидкости 1-го разряда по ГОСТ 8.510;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 8 Южно-Черемшанского нефтяного месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-265-2018 от 26.02.2018 г.).
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей
Смотрите также
