Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы сырой нефти при проведении учетных операций на объекте УУН Западно-Бурейкинского месторождения.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с помощью кориолисовых преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с кориолисовых преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерений количества сырой нефти, блока измерений параметров сырой нефти, блока преобразователя первичного измерительного объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, места для подключения установки передвижной поверочной (далее - ПУ), системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счётчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 200 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - Госреестр) № 45115-10, № 45115-16;
- влагомеры нефти поточный УДВН-1пм, Госреестр № 14557-05, 14557-10, 14557-15;
- преобразователь первичный измерительный объемной доли воды в нефти ПИП-ВСН, Госреестр № 19850-04;
- влагомер сырой нефти ВСН-2, Госреестр 24604-12;
- счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, Госреестр № 22214-01;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, Госреестр 57762-14;
- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04, 14061-10,
№ 14061-15;
- датчики температуры 644, Госреестр № 39539-08;
- датчики температуры Rosemount 644, Госреестр 63889-16;
- преобразователь измерительный Rosemount 644 Госреестр № 56381-14;
- преобразователь измерительный 644 Госреестр № 14683-04; 14683-09;
- преобразователь измерительный 644 к датчикам температуры, Госреестр № 14683-00;
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65, Госреестр 22257-01, 22257-05, № 22257-11.
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065, Госреестр 53211-13;
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 3000/6000 с функцией резервирования, Госреестр № 15066-04, № 15066-09;
- программный комплекс АРМ «Сфера».
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры для точных измерений МТИ и ВТИ, Госреестр № 1844-63;
- манометры для точных измерений типов МТИ и ВТИ, Госреестр № 1844-15;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массового расхода и массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочих диапазонах расхода, плотности, содержания воды, температуры и давления сырой нефти;
- измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
- автоматическое измерение объемного расхода сырой нефти, содержания объемной доли воды в сырой нефти, температуры и давления сырой нефти в блоке измерений параметров сырой нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего СРМ с применением контрольного;
- проведение КМХ и поверки СРМ с применением ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI-6000, ПО комплекса программного АРМ «Сфера» обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса).
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
'аблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | ПО контроллера измерительного OMNI 6000 (основной) | ПО контроллера измерительного OMNI 6000 (резервный) | ПО программного комплекса АРМ «Сфера» |
| Идентификационное наиме нование ПО | Операционная система OMNI 6000 | Операционная система OMNI 6000 | metrolog.dll | mDLL.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 24.75.10 | 24.74.21 | 1.0.0.0 | 1.2.5.16 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 6AB3 | B82D | 7cd119f3c91 15b250a601b 7cadc61b4d | ef9f814ff418 0d55bd94d0 debd230d76 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 | CRC16 | MD5 | MD5 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Защита ПО системы от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 5 до 28 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой при содержании массовой доли воды в сырой нефти от 0 до 5 %, %: - при вычислении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением поточного влагомера - при измерении массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории | ±0,35 ±0,50 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон измерений давления, МПа | от 0,3 до 1,5 |
| Диапазон измерений температуры, °С | от +15 до +50 |
| Кинематическая вязкость нефти, сСт, не более | 200 |
| Диапазон измерений плотности, кг/м3 | от 900 до 950 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | 1165 |
| Массовая доля воды, %, не более | 5,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 2900 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,1 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Содержание свободного газа, %, не более | 0,2 |
| Содержание растворенного газа, м3/м3, не более | 1,0 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электропитания |
| - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Климатические условия эксплуатации |
| - температура окружающего воздуха, °С - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С - относительная влажность воздуха в помещениях где установлено оборудование системы, % - относительная влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа | от -38 до +50 от +18 до +25 от 45 до 80 от 45 до 85 от 84 до 106 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бу-рейка» НГДУ «Нурлатнефть» | заводской № 128/2006 | 1 |
| Инструкция по эксплуатации системы | - | 1 |
| Методика поверки | МП 0983-9-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0983-9-2019 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20.12.2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с приказом 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» с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки расходомеров массовых, входящих в состав системы, в рабочем диапазоне измерений;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2023 ООО «ТНГК-Развитие» при УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2019.35394).
Нормативные документы
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»
