Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой на площадке структурного подразделения ООО «РН-Юганскнефтегаз» ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения.
Описание
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью расходомеров массовых (далее - ПР).
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий (далее - БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК) 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:
- манометр для местной индикации давления.
В блоке фильтров установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя давления измерительных Deltabar М PMD (регистрационный № 41560-09);
- два фильтра;
- манометры 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:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М PMP (регистрационный № 41560-09);
- 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, на входе и выходе которого установлены манометры для местной индикации давления.
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 поточных УДВН-1пм1 (регистрационный № 14557-15);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- преобразователь давления измерительный Cerabar М PMP (регистрационный № 41560-09);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры;
- два преобразователя давления измерительных Deltabar М PMD (регистрационный № 41560-09);
- два фильтра;
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-слив»;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразователь давления измерительный Cerabar М PMP (регистрационный № 41560-09);
- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR (регистрационный № 49519-12) в комплекте с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT (регистрационный № 57947-14);
- 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 № 43239-15), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «ПЕТРОЛСОФТ (С)», оснащенное монитором, клавиатурой, мышкой 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 - комплекса), 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 комплекса.
К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение автоматизированного рабочего места оператора - «ПЕТРОЛСОФТ (С)» (далее - АРМ оператора), выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, получения архивных данных, вычисления массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.
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 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | SIKNS.dll | TPULibrary.dll | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 | 1.0.0.0 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 081ac2158c73492a d0925db1035a0e71 | 1b1b93573f8c9188c f3aafaa779395b8 | 24821СЕ6 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) | от 30,8 до 81,8 (от 35,0 до 93,0) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером при содержании воды в сырой нефти от 0 до 5 %, % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории при содержании воды в сырой нефти от 0 до 5 %, % | ±0,74 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Температура измеряемой среды, °С | от +40 до +70 |
| Давление измеряемой среды, МПа | от 0,5 до 4,0 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 800 до 900 |
| Массовая доля воды, %, не более | 5 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Электропитание, В/Гц | 380/50, 220/50 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20 000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Наименование характеристики | Значение |
| Содержание свободного газа | отсутствует |
| Г абаритные размеры (ДхШхВ), мм | 8960х5960х3265 |
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-ЮВ Мамонтовского месторождения, зав. № 16014 | | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации СИКНС | - | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения. Методика поверки | НА.ГНМЦ.0305-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0305-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 03.09.2018 г.
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 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
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 сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2016.24874.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
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»
74411-19: Методика поверки НА.ГНМЦ.0305-18 МПСкачать4.2 Мб