Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО "РН-Пурнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматических измерений массы брутто и автоматизированных измерений массы нетто нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и некондиционных нефтепродуктов при ведении приемо-сдаточных операций между между ООО «РН-Пурнефтегаз» и ООО «Пурнефтепереработка».

Описание

Измерения массы брутто нефти и некондиционных нефтепродуктов выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти и некондиционных нефтепродуктов определяют как разность массы брутто нефти и некондиционных нефтепродуктов и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти

Конструктивно СИКНС состоит из трех блоков измерительных линий (БИЛ-1, БИЛ-2, БИЛ-3) и системы обработки информации (далее - СОИ).

БИЛ-1 предназначен для измерений массы нефти по ГОСТ Р 51858-2002, направляемой на УИНН ООО «Пурнефтепереработка»;

БИЛ-2 - для измерений массы возвратной нефти от ООО «Пурнефтепереработка»;

БИЛ-3 - для измерений массы некондиционных нефтепродуктов.

БИЛ-1 состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров БФ-1, двух измерительных линий ИЛ-1 ( рабочая и резервно-контрольная), блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК) и узла подключения передвижной поверочной установки (далее -ППУ).

БФ-1 включает в себя:

-    два фильтра «SN-4», 4” ANSI300 (рабочий и резервный);

-    четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого фильтра;

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    запорная арматура.

В состав каждой измерительной линии ИЛ-1 входят:

-    расходомер массовый Promass 83F DN 80 (регистрационный № 15201-11);

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа.

На выходном коллекторе БИЛ-1 установлены:

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный №303-91).

БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности нефти. объемной доли воды в нефти и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    плотномер жидкости промышленный 7835 (регистрационный № 13800-94) или преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (регистрационный № 15644-06);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный №14557-05, 14557-15);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

-    устройство для определения содержания свободного газа в нефти прибор УОСГ-100 СКП (регистрационный № 16776-11);

-    счетчик нефти турбинный МИГ-32ш-40 для индикации расхода нефти через БИК;

-    два автоматических пробоотборника «Отбор-А-Рслив»;

-    узел подключения пикнометрической установки;

-    два циркуляционных насоса (рабочий и резервный);

-    четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого насоса;

-    запорная арматура.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки расходомеров массовых Promass 83F DN80.

БИЛ-2 состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров БФ-2, двух измерительных линий ИЛ-2 (рабочая и резервно-контрольная) и узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ).

БФ-2 включает в себя:

-    два фильтра «SN-4», 4” ANSI300 (рабочий и резервный);

-    четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого фильтра;

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    запорная арматура.

В состав каждой измерительной линии ИЛ-2 входят:

-    расходомер массовый Promass 83F DN 80 (регистрационный № 15201-11);

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

На выходном коллекторе БИЛ-2 установлены:

-    два автоматических пробоотборника «Отбор-А-Рслив»

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

-    запорная арматура

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки расходомеров массовых Promass 83F DN80.

БИЛ-3 состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров БФ-3, двух измерительных линий ИЛ-3 (рабочая и резервно-контрольная) и узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ППУ).

БФ-3 включает в себя:

-    два фильтра «SN-4», 4” ANSI300 (рабочий и резервный);

-    четыре манометра технических МТК, установленные на входе и выходе каждого фильтра;

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 1844-63);

-    запорная арматура.

В состав каждой измерительной линии ИЛ-3 входят:

-    расходомер массовый Promass 83F DN 80 (регистрационный № 15201-11);

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91).

На выходном коллекторе БИЛ-3 установлены:

-    влагомер нефти поточный УДВН-1пм (рабочий и резервный) (регистрационный № 14557-05, 14557-15);

-    два автоматических пробоотборника «Отбор-А-Рслив»

-    преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09);

-    преобразователь измерительный iTemp TMT82 (регистрационный № 50138-12) в комплекте с термопреобразователем сопротивления платиновым серии TR модели TR 10 (регистрационный № 49519-12);

-    манометр для точных измерений МТИ (регистрационный № 1844-63);

-    термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 (регистрационный № 303-91);

-    запорная арматура

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки расходомеров массовых Promass 83F DN80.

Система обработки информации состоит из:

-    два контроллера измерительных FloBoss S600+ (рабочий и резервный) (регистрационный № 38623-11);

-    два автоматизированных рабочих места оператора (рабочего и резервного) на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение массового расхода нефти и некондиционных нефтепродуктов в рабочем диапазоне (т/ч);

-    автоматическое измерение массы брутто нефти и некондиционных нефтепродуктов в рабочем диапазоне расхода (т);

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления нефти и некондиционных нефтепродуктов (МПа), плотности нефти (кг/м3), объемной доли воды в нефти и некондиционных нефтепродуктах (%);

-    вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

-    поверку и КМХ преобразователей расхода по передвижной ПУ;

-    КМХ рабочих преобразователей расхода по резервно-контрольным преобразователям расхода;

-    автоматический отбор объединенной пробы нефти и некондиционных нефтепродуктов;

-    ручной отбор точечных проб нефти и некондиционных нефтепродуктов;

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

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

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее -контроллеров), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К метрологически значимой части ПО контроллеров измерительных FloBoss S600 относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится ПО ПК «Cropos», выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части ПО ПК «Cropos» относится файл «metrology.dll».

В ПО СИКНС 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 СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0151-17 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

18.07.2017 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002 или ГОСТ 8.142-2013, диапазон измерений от 10 до 100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%;

-    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки СИКНС наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

МН 496-2014 «Масса нефти и нефтепродуктов. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения», ФР.1.29.2015.21070.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти и нефтепродуктов на ЦПС Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»

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

ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.

ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости.