Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на "Ватьеганском" месторождении ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на "Ватьеганском" месторождении ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 481 п. 30 от 16.04.2014
Класс СИ 29.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  США 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ОАО «ЛУКОЙЛ» и Сургутским УМН ОАО «Сибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре фирмой «FMC Corporation subsidiary», США, «Smith Meter Inc» по проектной документации фирмы «FMC Corporation subsidiary», США, из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер № 543.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

Конструктивно СИКН состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), блока трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ), узла подключения передвижной поверочной установки. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из четырёх измерительных линий (ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:

- преобразователь расхода жидкости турбинный Sentry DN 8" (№ 12750-00);

- преобразователь давления измерительный серии 40 модель 4385 (№ 19422-03);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модель 2820 (№ 24874-03);

- преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTrans T01 (№ 24931-03);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-85, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- два влагомера нефти поточных модели L (№ 25603-03);

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (№ 15644-01);

- преобразователь давления измерительный серии 40 модель 4385 (№ 19422-03);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модель 2820 (№ 24874-03);

Лист № 2

Всего листов 4

- преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTrans T01 (№ 24931-03);

- два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;

- пробоотборник для ручного отбора пробы по ГОСТ 2517-85;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;

Блок ПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной фирмы «Smith Meter Inc.» с диапазоном измеряемых расходов от 110 до 1100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %, в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: четыре комплекса измерительно-вычислительных «SyberTrol» (Госреестр № 16126-02) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, разработанных ООО «Индустриальные системы» (далее - АРМ) (основное и резервное), на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы брутто нефти;

- автоматическое измерение объема нефти;

- автоматическое измерение давления и температуры нефти;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;

- автоматическое измерение плотности нефти;

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по установке трубопоршневой поверочной двунаправленной;

- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных, поверку установки трубопоршневой поверочной двунаправленной по передвижной ПУ 1-го разряда;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплексов измерительновычислительных SyberTrol (далее - комплексов). К метрологически значимой части ПО относятся файл модуля вх/вых FIOM и файл основного процессора FCPB.

К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора, разработанного ООО «Индустриальные системы». Свидетельство о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки измерений массы нетто нефти № 242/37-06 от 24.04.2006 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

- ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

FIOM

26.08

aa6daa07

CRC32

FCPB

26.08

9b8a1aab

CRC32

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 160 до 2000;

от 14 до 42;

от 0,3 до 4,6;

от 770 до 890;

от 0,6 до 20,0;

0,5;

±0,2;

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с

Массовая доля воды в нефти, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений

давления, %                                                                     ±0,5;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

плотности нефти, кг/м3                                                             ±0,3;

Пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ при

поверке трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с

компаратором, %                                                               ± 0,1;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы брутто нефти, %                                                         ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы нетто нефти, %                                                           ±0,35.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2. Инструкция по эксплуатации СИКН.

3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0038-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.11.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- передвижная поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

Лист № 4

Всего листов 4

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

- калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

Нормативные документы

1. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание