Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1522 на ПСП «Тазовский» недропользователь ООО «Меретояханефтегаз» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых (далее по тексту - МНР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ) и блока стационарной поверочной установки (ПУ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (СИ) утвержденных типов (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:
- датчик давления Метран-^OTGR (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
БФ состоит из двух линий (рабочей и резервной).
На каждой линии установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150СБЯ (регистрационный № 32854-13);
- два манометра показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- расходомер массовый Promass (модификации Promass 300) (регистрационный № 68358-17);
- датчик давления Метран-150ТОЯ (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);
- два преобразователя плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);
- два преобразователя плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);
- датчик давления Метран-150ТОЯ (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- два датчика температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);
- три термометра ртутных стеклянных лабораторных типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91);
- два датчика давления Метран-150СБЯ (регистрационный № 32854-13);
- шесть манометров показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- два пробоотборника для автоматического отбора пробы Стандарт-АОП;
- пробоотборник для ручного отбора пробы Стандарт-РОП;
- два места для подключения пикнометрической установки и устройства определения содержания свободного газа.
На выходном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:
- датчик давления Метран-150Т0Я (регистрационный № 32854-13);
- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);
- термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:
- два комплекса измерительно-вычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (исполнение ИнКС.425210.003) (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 52866-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;
- два контроллера программируемых логических MKLogic-500 (регистрационный № 65683-16);
- три преобразователя измерительных постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-15);
- два автоматизированных рабочих места оператора на базе программного комплекса «CROPOS» (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
Блок стационарной ПУ выполняет функцию эталона при проведении контроля метрологичсеких характеристик (КМХ) и поверки МПР и имеет в своем составе следующие СИ и технические средства:
- установка трубопоршневая «НАФТА-ПРУВЕР»-300 (регистрационный № 75763-19);
- два датчика давления Метран-150ТОЯ (регистрационный № 32854-13);
- два датчика температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);
- два манометра показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);
- два термометра ртутных стеклянных лабораторных типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерений массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), вязкости (сСт), объемной доли воды (%) в нефти;
- автоматическое вычисление массовой доли воды (%) в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти;
- измерения давления (МПа) и температуры (°С) с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;
- поверку и КМХ МПР по стационарной ПУ в автоматизированном режиме;
- КМХ МПР, установлены^ на рабочих ИЛ, по МПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;
- поверку стационарной ПУ с применением передвижной ПУ или весов;
- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- фильтрацию нефти от механических примесей в ИЛ БИЛ, БИК;
- автоматическое регулирование расхода нефти по каждой ИЛ, в БИК, на выходном коллекторе;
- автоматический отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.
Программное обеспечение
СИКН реализовано в ИВК и в АРМ оператора. Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1.
ПО СИКН 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 СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО СИКН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК основной | ИВК резервный |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll | Abak.bex | Abak.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41.0.0 | 1.0 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 16BB1771 | 4069091340 | 4069091340 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 20 до 350 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 - давление, МПа, не более - температура, °С - вязкость кинематическая при температуре +30°С, сСт, не более - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204°С, млн-1 (ppm), не более - массовая доля парафина, %, не более - массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более - массовая доля серы, %, не более - давление насыщенных паров, кПа, не более - содержание свободного газа, % | от 895,0 до 940,0 от 0,90 до 4,75 от +20 до +50 160 0,5 0,05 100 6,0 6,0 20,0 0,60 66,7 отсутствует |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38, 220±22 50±0,4 |
| Условия эксплуатации (оборудование, размещенное внутри блочно -модульного здания, оборудование СОИ): - температура окружающей среды, °С - относительная влажность при +25°С, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +1 до +35 80 от 86,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет Средняя наработка на отказ, ч | 25 20000 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 4 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 1522 на ПСП «Тазовский» недропользователь ООО «Меретояханефтегаз», зав. № 025 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | - | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0472-21 МП | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 957-2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Тазовский» недропользователь
ООО «Меретояханефтегаз» с Изменением № 1, ФР.1.28.2020.37465.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти № 1522 на ПСП «Тазовский» недропользователь
ООО «Меретояханефтегаз»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства 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
82596-21: Описание типа СИСкачать287.0 Кб