Untitled document

Приложение № 19

к сведениям о типах средств

измерений, прилагаемым

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «7» декабря 2020 г. № 2008

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС)

на ДНС Северо-Салымского месторождения

Назначение средства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС

Северо-Салымскогоместорождения(далее–СИКНС)предназначенадля

автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти и определения массы

нетто сырой нефти.

Описание средства измерений

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических

измерений с помощью расходомеров массовых (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 и выходного коллекторов, блока

фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной

поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее по тексту –

БИК) исистемы сбора иобработки информации (далее по тексту – СОИ).

Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые

пропуски и утечки сырой нефти.

На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений

(СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению

единства измерений (далее по тексту – регистрационный №):

- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный

№ 41560-09).

БФ состоит из двух линий: рабочей и резервной.

На каждой линии БФ установлены следующие СИ и технические средства:

- датчик давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);

- фильтр;

- два манометра избыточного давления показывающих МП-У (регистрационный

№ 10135-15).

БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольно-

резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ:

- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный

№ 49519-12);

- преобразовательизмерительныйсерииiTEMPTMT(регистрационный

№ 57947-14);

- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный

№ 41560-09);

- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);

- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16).

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 платиновый серии TR (регистрационный

№ 49519-12);

- преобразовательизмерительныйсерииiTEMPTMT(регистрационный

№ 57947-14);

- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный

№ 41560-09);

- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);

- термометрртутныйстеклянныйлабораторныйТЛ-4(регистрационный

№ 303-91).

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:

- два влагомера сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);

- расходомер-счетчикультразвуковойOPTISONIC3400(регистрационный

№ 57762-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный

№ 49519-12);

- преобразовательизмерительныйсерииiTEMPTMT(регистрационный

№ 57947-14);

- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный

№ 41560-09);

- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);

- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16);

- два датчика давления Метран-150CD (регистрационный № 32854-13);

- пятьманометровизбыточногодавленияпоказывающихМП-У

(регистрационный № 10135-15);

- два фильтра;

- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р слив»;

- пробоотборник ручной;

- место для подключения пикнометрической установки.

На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические

средства:

- преобразователь давления измерительный Cerabar М (PMP) (регистрационный

№ 41560-09);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный

№ 49519-12);

- преобразовательизмерительныйсерииiTEMPTMT(регистрационный

№ 57947-14);

- манометр для точных измерений типа МТИ (регистрационный № 1844-15);

- термометр биметаллический показывающий (регистрационный № 46078-16).

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)», 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 и КМХ МПР по передвижной ПУ;

- КМХ МПР, установленного на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на

контрольно-резервной 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.

Программное обеспечение

СИКНС имеет программное обеспечение (ПО), реализованное 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.

Идентификационные данные (признаки)

1.0.0.0

6.10

Цифровой идентификатор ПО (контрольная

сумма исполняемого кода)

24821СЕ6

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО СИКНС

Значение

АРМ оператораИВК

SIKNS.dll

TPULibrary.dll

Formula.o

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

081ac2158c73492

ad0925db1035a0e

1b1b93573f8c918

8cf3aafaa779395

Алгоритмвычисленияцифрового

идентификатора ПО

md5CRC32

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 – Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Диапазон измерений расхода, т/ч (м

/ч)

Значение

от 35,54 (40,0)

до 185,25 (195,0)

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 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, %

от 8 до 10 % включительно ±1,3

свыше 10 до 20 % включительно ±1,4

свыше 20 до 50 % включительно ±2,2

свыше 50 до 70 % включительно ±4,7

свыше 70 до 85 % включительно ±14,0

свыше 85 до 89 % включительно ±20,0

Продолжение таблицы 2

Наименование характеристикиЗначение

Пределы допускаемой

нетто сырой нефти

относительной погрешности измерений массы

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 8 до 10 % включительно ±1,1

свыше 10 до 20 % включительно ±1,2

свыше 20 до 50 % включительно ±4,7

свыше 50 до 70 % включительно ±11,0

свыше 70 до 85 % включительно ±26,0

свыше 85 до 89 % включительно ±38,0

от +25 до +60

от 1,0 до 4,0

от 888,5 до 950,0

от 8 до 89

150

0,05

не допускается

Таблица 3 – Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Измеряемая среда

Значение

нефть сырая

220±22/380±38

50±0,4

Характеристики измеряемой среды:

- температура, °С

- давление, МПа

- плотность при 20°С, кг/м

- объемная доля воды, %

- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм

, не более

- массовая доля механических примесей, %, не более

- объемная доля парафина, %, не более

- содержание свободного газа, %

- объемная доля растворенного газа при стандартных условиях в

единице объема сырой нефти при рабочих условиях, м

/м

, не более

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

Габаритные размеры СИКНС, мм, не более

- высота

- ширина

- длина

Срок службы, лет, не менее

Средняя наработка на отказ, ч

Количество ИЛ, шт.

Режим работы СИКНС

3 265

8 960

5 960

20 000

непрерывный

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским

способом.

Комплектность средства измерений

НА.ГНМЦ.0505-20

МП

1 экз.

Таблица 4 – Комплектность средства измерений

НаименованиеОбозначениеКоличество

Система измерений количества

сырой(СИКНС)наДНС

месторождения, зав. № 16006

и параметров нефти

Северо-Салымского–1 шт.

207/13-9-ИЭ

1 экз.

Инструкция по эксплуатации СИКНС

Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и

параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-

Салымского месторождения. Методика поверки

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0505-20 МП «Инструкция. ГСИ. Система

измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского

месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

10.07.2020 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 2-го разряда (передвижная трубопоршневая установка или

компакт-прувер) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от

07.02.2018 г. № 256, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,1

- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,

входящих в состав системы.

Допускаетсяприменениесредствповерки,обеспечивающихопределение

метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением

системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Северо-Салымского

месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2016.24563.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений

количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Северо-Салымского

месторождения

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 Об утверждении перечня

измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства

измерений,выполняемыхприучетеиспользуемыхэнергетическихресурсов,и

обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности

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

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Метрология и Автоматизация»

(ООО «Метрология и Автоматизация»)

ИНН: 6330013048

Адрес: 443013, г. Самара, ул. Киевская, д. 5А

Телефон: +7 (846) 247-89-19

Факс: +7 (846) 247-89-19

E-mail:

ma@ma-samara.ru