Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), входного и выходного коллектора, узла подключения передвижной поверочной установки и системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
Блок фильтров состоит из:
- два фильтра МИГ-ФБн-200-40;
- четыре манометра показывающих для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11) (по одному на входе и выходе каждого фильтра)
- датчик давления Метран-150 модели 150CD3 (Госреестр № 32854-13).
На входном коллекторе СИКНС установлены:
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11). БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной
контрольно-резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 (далее - массомер) (Госреестр № 45115-10);
- датчик давления Метран-150 модели 150TG3 (Госреестр № 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);
- термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11).
БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ.
В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:
- два фильтра сетчатых, для контроля перепада давления на фильтрах на входе и выходе каждого фильтра установлены манометры показывающие для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);
- два центробежных насоса, на выходе каждого насоса установлен манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);
- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (Госреестр № 52638-13);
- датчик давления Метран-150 модели 150TG3 (Госреестр № 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);
- термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);
- ультразвуковой расходомер UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);
- два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;
- пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;
- узел подключения резервного влагомера;
- ручной регулятор расхода.
Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик массомеров.
На выходном коллекторе СИКНС установлены:
- датчик давления Метран-150 модели 150TG3 (Госреестр № 32854-13);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);
- термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);
- смеситель потока «Вихрь»;
- щелевое пробозаборное устройство.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
- два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) (Госреестр № 43239-09);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «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 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;
- автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;
- автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- ручное регулирование расхода сырой нефти:
- автоматическое измерение массы сырой нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;
- поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;
- КМХ рабочего массомера по контрольно-резервному массомеру;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К нижнему уровню относится ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»). Доступ к метрологически значимой части ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») для пользователей закрыт.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных путем введения паролей, разграниченного уровня доступа, механическим опломбированием, ведением внутреннего журнала фиксации событий:
Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| «ОКТОПУС-Л» | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | Rate АРМ оператора УУН |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.05 | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | DFA87DAC | B6D270DB |
Технические характеристики
Таблица 2
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Рабочий диапазон массового расхода, т/ч | от 40 до 270 |
| Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °С | от +40 до +70 |
| Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа | от 0,5 до 4,4 |
| Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 797,4 до 918,6 |
| Рабочий диапазон кинематической вязкости сырой нефти, мм /с | от 2 до 100 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 10 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 1000 |
| Содержание свободного газа, % | отсутствует |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером, %: в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % | ±0,35 ±0,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 5 % в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 до 10 % | ±0,57 ±1,1 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта СИКНС типографским способом.
Комплектность
1 Единичный экземпляр СИКНС.
2 Руководство поэксплуатации 207/13-03-РЭ.
3 Паспорт 207/13-03-ПС.
4 Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0084-2015 МП.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0084-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 30.09.2015 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
- установка передвижная поверочная 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);
- рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;
- калибратор температуры АТС-140В (регистрационный № 20262-07);
- калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный № 28899-05).
Знак поверки наносится на свидетельстов о поверке СИКН.
Сведения о методах измерений
Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.17812.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
63895-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0084-15 МПСкачать467.7 Кб