Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2039 Орловского месторождения при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ "Прикамнефть" ОАО "Татнефть"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2039 Орловского месторождения при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть» предназначена для определения массы нефти при осуществлении товарообменных и налоговых операциях в НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть».

Описание

СИКНС изготовлена в одном экземпляре ООО «ИМС Индастриз» (г. Москва) по проектной документации ООО «ИМС Индастриз» (г. Москва) из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления..

Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами её составляющих

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений - с помощью счетчиков-расходомеров массовых и системы обработки информации.

Конструктивно СИКНС состоит из узла фильтров, узла измерительных линий, узла показателей качества нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, системы сбора и обработки информации. Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Узел измерительных линий состоит из двух измерительных линий: рабочей и контрольной. В состав каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 (№ 13425-06);

- датчик давления «Метран-100» (№ 22235-08);

- манометр для местной индикации давления.

Узел показателей качества нефти выполняет функции контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. В узел показателей качества нефти установлены следующие средства измерений и технические средства:

- датчик давления «Метран-100» (№ 22235-08);

- датчик температуры 644 (№ 39539-08);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм2 (№ 14557-10);

- автоматические пробоотборники «ПРОБА-1М»;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

- ручные пробоотборные устройства по ГОСТ 2517-85.

В состав СОИ входят:

- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (№ 43239-09).со встроенным программным обеспечением (далее - ПО), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

- автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программное обеспечение «RATE АРМ оператора УУН», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

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

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), содержания воды в сырой нефти (%);

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

- поверку и контроль метрологических характеристик ПР по передвижной поверочной установке;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Программное обеспечение

ПО СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К нижнему уровню относится ПО комплексов измерительно-вычислительных ОКТО-ПУС-Л (OCTOPUS-L) (далее - контроллеров), свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения комплексов измерительно-вычислительных OCTOPUS-L № 26821-09, выдано ФГУП ВНИИР 22.12.2009г. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система контроллера ИВК OCTOPUS-L, обеспечивающая общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных, памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, загрузку и хранение конфигурационных параметров контроллера.

К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение «RATE АРМ оператора УУН», 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. Свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 182101-08, выдано ФГУП ВНИИР 24.10.2008г. К метрологически значимой части ПО «RATE АРМ оператора УУН» относится файл «RateCalc.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.

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

Идентификационные данные программного обеспечения, входящего в состав СИКНС:

Технические характеристики

Рабочая среда                          нефть сырая (определение по ГОСТ Р 8.615-2005).

Расход сырой нефти, т/ч                                                         от 5 до 15.

Температура сырой нефти, °С                                                 от 5 до 40.

Давление сырой нефти в СИКНС, МПа                                   от 0,24 до 4,0.

Массовая доля воды, %, не более                                                      10,0.

Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт)                                         от 10,0 до 120;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С           ± 0,2.

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %             ± 0,5.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при измерении влагомером, %                            ±0,1.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой

нефти, %                                                                            ±0,25.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр СИКНС в составе: согласно инструкции по эксплуатации СИКНС.

2. Инструкция по эксплуатации СИКНС.

3. Инструкция. «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2039 Орловского месторождения при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по инструкции МП 50446-12 «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой № 2039 Орловского месторождения при Ново-Суксинской УПВСН НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 27.12.2011 г.

Перечень основных эталонов применяемых при поверке:

- трубопоршневая установка с пределами допускаемой относительной погрешности: не более ± 0,10 %.

- поточный преобразователь плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности: не более ± 0,3 кг/м3.

- установка эталонная мобильная ПАКВиК (Госреестр № 37733-08).

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

- устройство для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002);

- 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.

М ежповерочный интервал - 1 год.

Сведения о методах измерений

«Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Орловского месторождения при Ново-Суксинской УПВСН, утверждена ООО «ИМС Индастриз» 27.12.2011г. аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 27.12.2011 г., зарегистрирована в Федеральном реестре методик измерений под номером ФР.1.29.2011.11463.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 (изм. №1,2) «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций;