Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Нефтяная компания "Магма"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Нефтяная компания «Магма» (далее СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти, поступающей с ДНС Южного и Орехово-Ермаковского месторождения ОАО «НК «Магма» на ЦПС-1 Северо-Ореховского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Описание

СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти. Сигналы с первичных измерительных преобразователей, предназначенных для измерения массы, плотности, объемной доли воды в нефти, температуры и давления, поступают в систему сбора и обработки информации, которая принимает, обрабатывает информацию о количестве и параметрах качества нефти сырой, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений.

СИКНС состоит из функционально объединенных блоков:

- блока измерительных линий (БИЛ), предназначенного для непрерывных измерений массы нефти, проходящей по измерительным линиям (одна измерительная рабочая линия и одна контрольная, с функцией резервной);

- блока измерений параметров качества нефти (БИК), предназначенного для постоянного измерения показателей качества нефти (плотность, влагосодержание);

- блока трубопоршневой установки (ТПУ), предназначенного для проведения поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков расходомеров массовых СИКНС;

- системы сбора и обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки информации поступающей с измерительных преобразователей, для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.

СОИ и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций:

- измерение в автоматическом режиме:

1) массового расхода сырой нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКНС;

2) объемной доли воды в сырой нефти;

3) давления в БИЛ и БИК, ТПУ;

4) температуры в БИЛ и БИК, ТПУ;

5) плотности нефти;

- расчет в автоматическом режиме:

1) суммарной массы брутто сырой нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);

2) массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава сырой нефти (плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация хлористых солей), измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии);

3) средних значений температуры, давления, влагосодержания нефти рассчитанных для отдельных периодов (2 часа, смена, сутки, с начала партии);

- автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических характеристик средств измерений;

- световая и звуковая сигнализация аварийных состояний СИКНС и выхода характеристик нефти за установленные пределы;

- передача измеряемых и расчетных параметров в АРМ оператора СИКНС.

Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.

Программное обеспечение

СИКНС имеет аттестованное программное обеспечение (ПО). ПО представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «Вектор-02» и ПО автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор».

Монтаж и наладка СИКНС осуществляется непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.

Фото 1 Общий вид СИКНС

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Пределы измерений:

- массового расхода СИКНС, т/ч

- давления, МПа

- температуры, °С

- плотности, кг/м3

- объемной доли воды в сырой нефти, %

от 15 до 80

от 0,6 до 4,0

от + 5 до + 30

от 785 до 950 до 30

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

- массы брутто сырой нефти, %                                                   ± 0,25

- масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти менее 5 %), %                      ± 0,35

- масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти свыше 5 до 10 %), %

- масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти свыше 10 до 20 %), %

- масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти свыше 20 до 30 %), %

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, оС

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды

в сырой нефти, % (где W- показания влагомера, объемная доля воды, %)     ± (0,15+0,015W)

Предел допускаемой погрешности преобразования плотности, кг/м3

Условия эксплуатации:

Температура окружающего воздуха:

- для первичных измерительных преобразователей, оС                          от 0 до + 50

- для ИВК и АРМ оператора верхнего уровня, оС                            от + 5 до + 40

Режим работы                                                       непрерывный

Напряжение питания переменного тока с частотой (50 ± 1) Гц                380 / 220 В^110о%

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по методике поверки МП 52541-13 «Инструкция ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Нефтяная компания «Магма». Методика поверки», утвержденной 10 августа 2012 г. ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ».

Перечень основного поверочного оборудования указан в таблице 2. Таблица 2

Сведения о методах измерений

«Масса нетто сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Нефтяная компания «Магма» Разработана и аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 541/01.00248-2008/2012 от 18 июня 2012 г..

Нормативные документы

- ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;

- ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;

- Р 50.2.068-2009 Рекомендации по метрологии. ГСИ. Средства измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Нормируемые метрологические характеристики;

- МИ 2693-2001 Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.

Рекомендации к применению

- товарообменные операции.