Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП "Ухта" ТПП "ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (далее - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто товарной нефти (нефти).

Описание

В состав СИКН входит:

-    блок измерительных линий (БИЛ);

-    блок измерений показателей качества нефти (БИК);

-    трубопоршневая поверочная установка (ТПУ);

-    система обработки информации (СОИ).

Блок измерительных линий представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую шесть измерительных линий (четыре рабочих, одна резервная, одна контрольнорезервная), оснащенных средствами измерений массового расхода, давления и температуры нефти, кранами шаровыми.

Блок измерений показателей качества нефти представляет собой систему технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную средствами измерений объемного расхода, плотности, вязкости, влагосодержания, температуры и давления нефти, смесителем, насосами, кранами шаровыми, автоматическими и ручным пробоотборниками, термостатирующим цилиндром.

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB представляет собой калиброванный участок трубопровода в комплекте с шаровым поршнем, оснащенный детекторами прохода поршня, средствами измерений температуры и давления нефти.

Система обработки информации включает в себя контроллеры измерительные FloBoss модели S600+ (ИВК) и автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора на базе персональных компьютеров с установленным программным обеспечением (ПО) «АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015» («Визард»).

Средства измерений, входящие в состав СИКН, приведены в таблице 1.

Принцип действия СИКН заключается в следующем: средства измерений БИЛ, БИК и ТПУ выполняют измерение расхода, давления, температуры, плотности, вязкости и массовой доли воды в нефти и их преобразование в унифицированные электрические сигналы. ИВК выполняют измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и показателей качества нефти, вычисление массы брутто нефти и передачу результатов измерений и вычислений на АРМ оператора. Масса нетто нефти вычисляется с применением ПО «Визард» как разность массы брутто нефти и массы балласта, определяемая по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Пломбирование компонентов СИКН от несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.

Таблица 1 - Средства измерений, входящие в состав СИКН

Наименование средств измерений

Регистра

ционный

номер1)

Количество

Блок измерительных линий

Счетчик-расходомер массовый Micro-Motion (мод. CMF)

45115-10

6 шт.

Датчик давления Метран-150

32854-13

14 шт.

Датчик температуры CTR-ALW

51742-12

7 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

8 шт.

Манометр избыточного давления МП3-УУ2

10135-10

15 шт.

Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А

32454-06

7 шт.

Блок измерений показателей качества нефти

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

57762-14

1 шт.

Датчик давления Метран-150

32854-13

5 шт.

Влагомер нефти поточный УДВН-1пм

14557-10

2 шт.

Преобразователь плотности жидкости измерительный (мод. 7835)

15644-06

1 шт.

Преобразователь плотности и вязкости жидкости измерительный (мод. 7829)

15642-06

1 шт.

Датчик температуры CTR-ALW

51742-12

2 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

5 шт.

Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А

32454-06

4 шт.

Трубопоршневая поверочная установка

Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB

44252-10

1 шт.

Датчик давления Метран-150

32854-13

2 шт.

Датчик температуры CTR-ALW

51742-12

2 шт.

Манометр показывающий для точных измерений МПТИ

26803-11

2 шт.

Манометр избыточного давления МП3-УУ2

10135-10

4 шт.

Термометр жидкостный стеклянный нефтяной Р-А

32454-06

2 шт.

Система обработки информации

Контроллер измерительный FloBoss модели S600+

38623-11

2 шт.

1) Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Программное обеспечение

включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКН и автономное ПО «Визард», установленное на АРМ оператора.

ПО «Визард» обеспечивает выполнение следующих основных функций:

1)    отображение текущих значений технологических и учетных параметров;

2)    выполнение поверки преобразователей массового расхода по трубопоршневой поверочной установке по МИ 3151-2008;

3)    выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) преобразователей расхода по трубопоршневой поверочной установке и по контрольному преобразователю расхода по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015;

4)    выполнение КМХ поточного преобразователя плотности по ареометру по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015 и по результатам испытаний в лаборатории;

5)    выполнение КМХ поточного вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории;

6)    выполнение КМХ поточного влагомера по резервному влагомеру и по результатам испытаний в лаборатории;

7)    формирование, хранение и вывод на печать протоколов поверки и контроля метрологических характеристик;

8)    регистрация событий в журнале;

9)    настройка параметров средств измерений СИКН;

10)    запись и хранение архивов посредством базы данных Microsoft SQL Server;

11)    обеспечение защиты ПО «Визард» и данных от несанкционированного доступа. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

ПО ИВК

ПО АРМ оператора

Идентиф икационное наименование ПО

LinuxBinary.app

«Визард»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.09c

v.2/1/1974

Цифровой идентификатор ПО

нет

0X40DBC63BF736FB62C9C63ADD53F3F5E3 модуля «Поверка ПМР по ТПУ по МИ 3151-2008»

0XFFEB685BC3463948FFD74617CB6767C8 модуля «КМХ ПМР по ПУ»

0X00C99E87CE19B42D434F2016539683E0 модуля «КМХ ПМР по контрольному ПМР»

0X003763 C741854594DBA9051677D51607 модуля «КМХ ПП по ареометру»

0X6D710CC2F3294568FB6DC8AE87281FB5 модуля «КМХ ПП по результатам испытаний в лаборатории»

0XC05F8C1A3E911B322ABE6C1B30CEE59E модуля «КМХ вискозиметра по результатам испытаний в лаборатории»

0X6865EE1D89A2A38DAA6D6C0D204CE866 модуля «КМХ ПВ по резервному ПВ»

0X39C7BE1CAE6F7010EA6F383952461D6B модуля «КМХ ПВ по результатам испытаний в лаборатории»

0X51114132704D60025EBADEF1F7A1829B модуля «Процедура расчета цифрового идентификатора»

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

MD5

Метрологические характеристики СИКН нормированы с учетом влияния программного обеспечения. Уровень защиты ПО СИКН «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Метрологические характеристики СИКН приведены в таблице 3.

Основные технические характеристики СИКН приведены в таблице 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики СИКН

Наименование характеристики

Значение

Параметры нефти:

-    массовый расход нефти через СИКН, т/ч

-    избыточное давление нефти, МПа

-    температура нефти, °С

от 50 до 500 от 0,73 до 2,40 от +40 до +70

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

±0,35

Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКН

Наименование характеристики

Значение

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002

Количество измерительных линий, шт.

6 (4 рабочих, 1 резервная, 1 контрольнорезервная)

Режим работы СИКН

непрерывный

Показатели качества нефти:

-    плотность при температуре 20 °С, кг/м

-    кинематическая вязкость, мм2/с

-    массовая доля воды, %, не более

-    массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

-    массовая доля механических примесей, %, не более

-    давление насыщенных паров, кПа, не более

-    массовая доля серы, %, не более

-    массовая доля парафина, %, не более

-    массовая доля сероводорода, млн.-1 (ppm), не более

-    содержание свободного газа

-    массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумму, млн.-1 (ppm), не более

от 940 до 944 от 110 до 600 0,5 100 0,05 66,7 1,8 6 20

не допускается 40

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока технических средств СОИ, В

-    напряжение переменного тока силового оборудования, В

-    частота переменного тока, Гц

220±22, однофазное

3So-Ib2 , трехфазное 50±1

Условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды средств измерений в составе БИЛ, БИК, ТПУ и ИВК, °С

-    температура окружающей среды АРМ оператора

-    относительная влажность, %

-    атмосферное давление, кПа

от +20 до +25 от +5 до +35 до 90 от 84 до 106

Средний срок службы, лет, не менее

20

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации СИКН печатным способом.

Комплектность

Комплектность СИКН приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз»

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», зав. № 15001

-

1 шт.

Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз»

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Формуляр

ОФТ.05.1974.01.00.00.00.00.00.00 ФО

1 экз.

Система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Руководство по эксплуатации

ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00 РЭ

1 экз.

Программное обеспечение АРМ оператора «Визард». Модуль 1. Алгоритм поверки по МИ 3151-2008, алгоритмы контроля метрологических характеристик по РМГ 100-2010, МИ 3532-2015. Руководство оператора

ОФТ.05.1974.00.00.00.00.00.00 РО

1 экз.

Инструкция. ГСИ. Масса нефти и показатели качества товарной нефти. Методика измерений с помощью системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)»

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

ФР.1.29.2015.20896

1 экз.

Методика поверки

МП 271-16

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 271-16 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Томский ЦСМ» 26.12.2016 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная трубопоршневая двунаправленная OGSB (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44252-10), метрологические характеристики: диапазон измерений расхода от 50 до 185 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема ±0,05 %;

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

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

приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти и показатели качества товарной нефти. Методика измерений с помощью системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), сдаваемой в АК «Транснефть» по проекту «Концевые сооружения межпромыслового нефтепровода ППСН «Ярега» - ПСП «Ухта» (2 этап строительства)» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.20896).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефти ПСП «Ухта» ТПП «ЛУКОИЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

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

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

Развернуть полное описание