Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ "Ямашнефть". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ "Ямашнефть"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 292 п. 10 от 06.03.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы нефти, поступающей с месторождений (лицензионных участков) НГДУ «Ямашнефть».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы 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.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из следующих основных частей:

- блок технологический;

- блок-бокс с инженерными системами;

- система сбора, обработки информации и управления;

- система распределения электроэнергии;

- комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.

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 (один рабочий и один контрольно-резервный) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений (далее - СИ):

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF3OO (далее - СРМ), Госре-естр № 34070-07;

- влагомеры поточные модели F (далее - ВН), Госреестр № 46359-11;

- датчик температуры 644, Госреестр № 14683-09;

- датчики избыточного давления модели Метран-150, Госреестр № 32854-08;

- датчики разности давления модели Метран-150, Госреестр № 32854-08.

В систему обработки информации системы входят:

- шкаф обработки информации;

- автоматизированное рабочее место системы;

- шкаф силового управления.

В качестве оборудования сбора и обработки сигналов от первичных средств измерений системы используются два измерительно-вычислительных контроллера OMNI 6000 Госреестр № 15772-11, находящихся взаимно в горячем резерве.

В состав системы входят показывающие СИ:

- манометры для точных измерений типа МТИ-1216, Госреестр № 1844-63;

- манометры показывающие технические МП3, Госреестр № 10135-88;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2, Госреестр № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы сырой нефти по каждой измерительной линии и по системе в целом за установленные интервалы времени;

- автоматизированное измерение технологических параметров;

- автоматизированное измерение влагосодержания нефти;

- отбор объединенной и точечной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;

- отображение (индикацию), регистрацию и архивацию результатов измерений;

- регулирование температуры в блок-боксе системы (включение/отключение обогревателей) в заданном интервале температур;

- поверку рабочих и эталонных СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

- контроль метрологических характеристик СИ на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;

- передачу данных на верхний уровень.

Все средства измерений, входящие в систему опломбированы в соответствии с технической документацией.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) системы (контроллеры измерительновычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») 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.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Контроллер измерительновычислительный OMNI 6000

24.75.04

9111

_

CRC16

«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ

2.3.1.1

B6D270DB

_

CRC32

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. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч)

От 3,5 (3,6) до 50 (53,2)

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 940 до 980

Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт)

От 125 до 500

Давление, МПа:

- минимально допустимое

- минимально допустимое в режиме контроля метрологических характеристик (далее -КМХ)

- максимально допустимое (расчетное)

0,59

0,69 2,0

Диапазон температуры, °С

От плюс 1 до плюс

30

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

- при измерениях;

- при поверке и КМХ;

0,2

0,4

Массовая доля воды, %

От 1 до 100

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

125000

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,1

Массовая доля парафина, %, не более

От 2,4 до 3,3

Содержание свободного газа

Не допускается

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти, %

± 0,25

Окончание таблицы 2

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто сырой нефти, %:

- при применении поточного влагомера и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в испытательной лаборатории в обезвоженной нефти:

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 % до 5 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10 % до 20 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20 % до 50 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50 % до 70 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 % до 85 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85 % до 91 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 91 % до 96 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 96 %;

- при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной нефти:

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 % до 5 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10 % до 20 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20 % до 50 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50 % до 70 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 % до 85 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85 % до 91 %;

- при содержании объемной доли воды в сырой нефти свыше 91 %;

± 1,5 %

± 1,5 %

± 1,5 %

± 3,5 %

± 5,0 %

± 13,5 %

± 22,5 %

± 49,5 %

Не нормируются

± 1,5 %

± 2,0 %

± 2,0 %

± 5,0 %

± 11,0 %

± 26,0 %

± 46,0 %

Не нормируются

Режим работы системы

Периодический

Параметры электропитания:

- напряжение переменного тока, В

380, трехфазное, 50 Гц

220, однофазное, 50 Гц

Климатические условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

от минус 40 до плюс 38

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

от плюс 5 до плюс 36

- относительная влажность воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, %

От 30 до 75

- относительная влажность окружающего воздуха, %

От 56 до 78

- атмосферное давление, кПа

От 84 до 106,7

Знак утверждения типа

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

Комплектность

- Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть», 1 шт., заводской № 570;

- Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть»;

- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки. МП 0105-9-2013», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 27 ноября 2013 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 0105-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторожденияпри ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 ноября 2013 г.

Основные средства поверки:

- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки СРМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,11 %;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/175014-13 от 17 сентября 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16239).

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.615-2005«ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2. Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти

сырой № 2054 Архангельского месторождения при ГЗНУ-4304 НГДУ «Ямашнефть».

Рекомендации к применению

Развернуть полное описание