Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сургутского месторождения (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров сырой нефти.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF400 (далее - СРМ), регистрационный номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 45115-10;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный номер 15644-06 )

-    влагомеры нефти микроволновые МВН-1.2 (регистрационный номер 28239-04), далее

- влагомеры);

-    термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (регистрационный номер 32460-06);

-    счетчик нефти турбинный МИГ-32 (регистрационный номер 26776-08);

-    преобразователи давления измерительные 40.4382 (регистрационный номер 40494-09).

В систему обработки информации системы входят:

-    Контроллеры измерительные FloBoss модели S600 (регистрационный номер № 38623-08);

-    автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры для точных измерений МТИ, регистрационный номер № 1844-63;

-    термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, регистрационный номер № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;

-    автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера;

-    измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления;

-    измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений температуры;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение системы (контроллеры измерительные FloBoss S600, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, далее - ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО контроллера FloBoss S600 (основного) VxWorks

ПО контроллера FloBoss S600 (резервного) VxWorks

ОЗНА -FLOW

Номер версии (идентификационный номер) ПО

05.33

05.33

2.1

Цифровой идентификатор ПО

4AD4

39D0

64C56178

Другие

идентиф икационные данные (если имеются)

CRC16

CRC16

CRC32

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные технические и метрологические характеристики системы приведены в таблице 2 и таблице 3 соответственно

Таблица 2 - Основные технические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

2 (1 рабочая,

1 контрольно-резервная)

Вязкость кинематическая при 50 °С, мм /с (сСт), не более

25

Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

От 835 до 900

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

-    при проведении измерений

-    при проведении поверки

0,2

0,4

Рабочее давление измеряемой среды, МПа:

-    минимальное

-    максимальное

7 2 о, т, ^ сч"

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от + 5 до +40

Массовая доля воды, %

от 0,03 до 5

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

900

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более

отсутствует

Массовая доля серы, %, не более

1,5

Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более

40

Содержание свободного газа

Не допускается

Параметры электрического питания

- напряжение переменного тока, В

380, 3-х фазное, 50 Гц 220±22, однофазное, 50 Гц

У словия эксплуатации системы

- максимальная температура окружающего воздуха, °С

+34

о/~'

- минимальная температура окружающего воздуха, С

-55

- температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование системы, °С

от +5 до +34

Диапазон измерений расхода через систему измерений количества и параметров нефти сырой, т/ч:

-    минимальный

-    максимальный

139,5

279

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %

- при измерении содержания воды с применением влагомера

±0,35

- при измерении содержания воды в лаборатории

±0,50

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность поставки

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», зав. № 01

1 шт.

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

1 шт.

Руководство по эксплуатации

ОИ 086.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 0102-9-2013

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0102-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28.03.2016 г. Основное средство поверки:

- Установка трубопоршневая поверочная двунаправленная Smith Meter «Bi-Di Prover», диапазон расхода от 24 до 2400 м /ч, погрешность воспроизведения объема ±0,05 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО РН-Юганскнефтегаз», свидетельство об аттестации 01.00257-2008/6506-11 от 31.05.2011, ФР.1.29.2011.10255).

Нормативные документы

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

ОИ 086.11.00.00.000 РЭ СИКНС УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения

ООО «РН-Юганскнефтегаз. Руководство по эксплуатации

Развернуть полное описание