Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (далее - СИКН) предназначена для измерений массового расхода (массы) нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых Promass (далее - МПР). Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее
- БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр для местной индикации давления.
Блок фильтров состоит из двух линий (рабочая и резервная). На каждой линии установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из входного коллектора, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
На входном коллекторе БИЛ установлены следующие технические средства:
- пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-2012.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- два пробоотборника автоматических «ВИРА-3-50-100» для автоматического отбора проб;
- пробоотборник ручной для ручного отбора проб;
- место для подключения пикнометрической установки или устройства для измерений объемного содержания свободного газа в нефти;
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) МНР по передвижной ПУ.
На входе и выходе узла подключения передвижной НУ установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
На выходном коллекторе СИКН установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14) в комплекте с термопреобразователем сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13);
- датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (регистрационный № 53852-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных и два автоматизированных рабочих места оператора с комплексом программного обеспечения «Форвард Pro», оснащенные монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Таблица 1 - Перечень средств измерений в составе СИКН
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Расходомер массовый Promass | 15201-11 |
| Датчик давления Метран-150 | 32854-13 |
| Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 | 53852-13 |
| Преобразователь измерительный Rosemount 644 | 56381-14 |
| Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 | 53211-13 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Влагомер нефти поточный УДВН-1пм | 14557-15 |
| Преобразователь плотности и расхода CDM | 63515-16 |
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение объемного влагосодержания (%), плотности (кг/м3), температуры (°С) и давления (МПа);
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ МПР по передвижной ПУ;
- КМХ МПР, установленого на рабочей ИЛ, по МПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- ручной отбор точечной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
К ПО верхнего уровня относится комплекс программного обеспечения «Форвард Pro» автоматизированного рабочего места (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО СИКН защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ-оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | ИВК ИМЦ-07 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | 4.0.0.1 | РХ.7000.01.04 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 8B71AF71 | 30747EDB | F8F29210 | A204D560 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 | CRC-32 | CRC-32 | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 171,1 до 823,2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Плотность измеряемой среды при температуре +20 °С, кг/м | от 850 до 895 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от 0 до +50 |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | от 1,9 до 8,5 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 0,5 |
| Массовая доля механических примесей в измеряемой среде, %, не более | 0,016 |
| Массовая концентрация хлористых солей в измеряемой среде, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля парафина в измеряемой среде, % | от 2,3 до 3,2 |
| Массовая доля серы в измеряемой среде, % | от 0,61 до 1,80 |
| Давление насыщенных паров, кПа, не более | 66,7 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Количество ИЛ | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Параметры электрического питания: - напряжение питания переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | (220/380)-10% (50±1) |
| Г абаритные размеры СИКН (ДхШхВ), мм, | 12 000х9 000х4 142 |
| Температура окружающего воздуха: - для первичных измерительных преобразователей, °С - для ИВК и АРМ оператора, °С | от +10 до +40 от +20 до +28 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Средний срок службы, лет | 25 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», зав. № 1218/16 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКН | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0229-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0229-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча». Методика поверки», утверждённой ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 30.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Г осударственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКН;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав
СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
представлены в документе «ТПП НА МН-18-01 Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Среднеботуобинского НГКМ», аттестованном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-022/01-2018 от 26.03.2018г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»
ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 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
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
75087-19: Методика поверкиСкачать3.2 Мб