Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Сибирь».

Описание

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Блок фильтров состоит из входного и выходного коллекторов и двух фильтрующих линий (основной и резервной), в состав каждой фильтрующей линии входят следующие технические средства и средства измерений (номер по Госреестру):

-    фильтр грубой очистки с быстросъемной крышкой DN 250;

-    преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 (№ 41560-09);

-    два манометра для местной индикации давления (до и после фильтра).

На входном коллекторе блока фильтров установлены:

-    преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (№ 41560-09);

-    манометр для местной индикации давления.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих и одной контрольнорезервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    расходомер массовый Promass 83F (№ 15201-11);

-    преобразователь давления измерительный Cerebar S PMP71 (№ 41560-09);

-    преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (№ 57947-14);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (№ 49519-12);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

-    пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

-    преобразователь давления измерительный Cerebar S PMP71 (№ 41560-09);

-    преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (№ 57947-14);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (№ 49519-12);

-    манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (№ 52638-13) либо преобразователь плотности и расхода CDM (№ 63515-16);

-    два преобразователя плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829 (№ 15642-06);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-10);

-    преобразователь давления измерительный Cerebar S PMP71 (№ 41560-09);

-    преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (№ 57947-14);

-    термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (№ 49519-12);

-    два расходомера ультразвуковых UFM 3030K (№ 48218-11);

-    два пробоотборника нефти «Стандарт-А» для автоматического отбора проб;

-    пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых Promass 83F проводят с помощью блока ТПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие средства измерений (номер по Госреестру):

-    установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (№ 20054-12);

-    преобразователи давления измерительные 3051S (№ 24116-13);

-    преобразователи измерительные Rosemount 3144P (№ 56381-14);

-    термопреобразователи сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-11);

-    манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (Госреестр № 57563-14), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и одного печатающего устройства.

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

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

-    автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

-    автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м), вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

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

-    поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метрологических характристик расходомеров массовых, установленнх на рабочих линиях, по расходомеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ;

-    автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий 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. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Технические характеристики

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1.    Единичный экземпляр СИКН в составе согласно инструкции по эксплуатации СИКН.

2.    Инструкция по эксплуатации СИКН.

3.    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения. Методика поверки». НА.ГНМЦ.0108-16 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0108-16 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 12.08.2016 г.

Основные средства поверки:

-    установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (Госреестр № 20054-12);

-    рабочий эталон плотности 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,1 кг/м ;

-    рабочий эталон вязкости по ГОСТ 8.025-96 с пределами допускаемой приведенной погрешности измерений динамической вязкости не более ± 0,5 %;

-    рабочий эталон объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;

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

-    калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05);

-    калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

-    магазин сопротивлений Р4831 (Госреестр № 6332-77).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения, утверждена ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 28.07.2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности

ГОСТ 8.025-96 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей

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