Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - ПР). Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из входного коллектора СИКНС, блока фильтров (далее
- БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), выходного коллектора СИКНС и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее -СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:
- датчик давления Метран-150ТС (регистрационный № 32854-13);
- манометр для местной индикации давления.
БФ состоит из рабочей и резервной линий, на каждой установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150СБ (регистрационный № 32854-13);
- фильтр;
- два манометра для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion (регистрационный № 45115-10);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-150ТС (регистрационный № 32854-13);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по передвижной ПУ.
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера нефти микроволновых МВН-1 (регистрационный № 63973-16);
- расходомер ультразвуковой UFM 3030 (регистрационный № 48218-11);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- датчик давления Метран-150ТО (регистрационный № 32854-13);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры;
- два датчика давления Метран-150СБ (регистрационный № 32854-13);
- два фильтра;
- два пробоотборника нефти «Стандарт-А»;
- пробоотборник нефти «Стандарт-Р»;
- место для подсоединения плотномера;
- место для подсоединения УОСГ-100;
- место для подсоединения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150ТО (регистрационный № 32854-13);
- термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный № 53211-13) в комплекте с преобразователем измерительным Rosemount 644 (регистрационный № 56381-14);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (регистрационный № 43239-09), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенное монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в сырой нефти (%);
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, 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) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («:OCTOPUS-L») (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 программа автоматизированного рабочего места -«Rate АРМ оператора УУН» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.
ПО СИКНС 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 СИКНС «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.3.1.1 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | B6D270DB | 24821CE6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений: - массового расхода, т/ч - объемного расхода в режиме ДНС, м /ч | от 40 до 360 от 50 до 400 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %, не более | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером при содержании воды в сырой нефти: - от 0 до 5 %, %, не более - от 5 до 6 %, %, не более | ±0,35 ±0,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в лаборатории при содержании воды в сырой нефти: - от 0 до 5 %, %, не более - от 5 до 6 %, %, не более | ±0,54 ±0,63 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Температура измеряемой среды, °С | от +20 до +60 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 1,2 до 5,0 |
| Плотность измеряемой среды при стандартных условиях, кг/м3 | от 879,0 до 884,4 |
| Вязкость измеряемой среды кинематическая, сСт, не более | 19,5 |
| Массовая доля воды, %, не более | 6 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от 4,8 до 5,8 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,004 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 6 |
| Содержание свободного газа | отсутствует |
| Продолжение таблицы 3 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Электропитание, В/Гц | трехфазное; 380/50, 220/50 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Г абаритные размеры (Длина х Ширина х Высота), мм | 8890х6272х4580 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», зав. № 14031 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0346-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0346-19 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 12.04.2019г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3Н Усть-Балыкского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2017.27816.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3Н Усть-Балыкского ООО «РН-Юганскнефтегаз» месторождения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 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
75858-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0346-19 МПСкачать3.6 Мб