Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на "Ватьеганском" месторождении ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы брутто и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ОАО «ЛУКОЙЛ» и Сургутским УМН ОАО «Сибнефтепровод» ОАО «АК «Транснефть».

Описание

СИКН изготовлена в одном экземпляре фирмой «FMC Corporation subsidiary», США, «Smith Meter Inc» по проектной документации фирмы «FMC Corporation subsidiary», США, из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Заводской номер № 543.

Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами её составляющих. Технологическое оборудование СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Измерения массы брутто нефти выполняют косвенным методом динамических измерений - с помощью преобразователей расхода жидкости турбинных, поточных преобразователей плотности и системы обработки информации.

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

БИЛ состоит из четырёх измерительных линий (ИЛ): три рабочие ИЛ и одна резервная ИЛ. В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений:

- преобразователь расхода жидкости турбинный Sentry DN 8" (№ 12750-00);

- преобразователь давления измерительный серии 40 модель 4385 (№ 19422-03);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модель 2820 (№ 24874-03);

- преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTrans T01 (№ 24931-03);

- 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 2517-85, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- два влагомера нефти поточных модели L (№ 25603-03);

- два преобразователя плотности жидкости измерительных 7835 (№ 15644-01);

- преобразователь давления измерительный серии 40 модель 4385 (№ 19422-03);

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии 90 модель 2820 (№ 24874-03);

Лист № 2

Всего листов 4

- преобразователь измерительный сигналов от термопар и термопреобразователей сопротивления dTrans T01 (№ 24931-03);

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

- пробоотборник для ручного отбора пробы по ГОСТ 2517-85;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры;

Блок ПУ состоит из установки трубопоршневой поверочной двунаправленной фирмы «Smith Meter Inc.» с диапазоном измеряемых расходов от 110 до 1100 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %, в комплекте с преобразователями давления и температуры аналогичными установленным в БИК, и обеспечивает проведение поверки и контроля метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: четыре комплекса измерительно-вычислительных «SyberTrol» (Госреестр № 16126-02) осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора, разработанных ООО «Индустриальные системы» (далее - АРМ) (основное и резервное), на базе персонального компьютера, оснащенных монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

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 массы брутто нефти;

- автоматическое измерение объема нефти;

- автоматическое измерение давления и температуры нефти;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;

- автоматическое измерение плотности нефти;

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;

- автоматический и ручной отбор пробы нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных по установке трубопоршневой поверочной двунаправленной;

- поверку и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода жидкости турбинных, поверку установки трубопоршневой поверочной двунаправленной по передвижной ПУ 1-го разряда;

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

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО комплексов измерительновычислительных SyberTrol (далее - комплексов). К метрологически значимой части ПО относятся файл модуля вх/вых FIOM и файл основного процессора FCPB.

К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора, разработанного ООО «Индустриальные системы». Свидетельство о метрологической аттестации алгоритма и программы обработки измерений массы нетто нефти № 242/37-06 от 24.04.2006 г., выдано ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева».

В ПО СИКН защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:

- разграничением прав доступа групп пользователей к метрологически значимой части ПО и данным с помощью системы паролей;

- ведением внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Идентификационные данные ПО, входящего в состав СИКН:

Технические характеристики

Рабочая среда

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 160 до 2000;

от 14 до 42;

от 0,3 до 4,6;

от 770 до 890;

от 0,6 до 20,0;

0,5;

±0,2;

Диапазон измерений объемного расхода, м3/ч

Рабочий диапазон температуры нефти, °С

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3

Рабочий диапазон вязкости нефти, мм2/с

Массовая доля воды в нефти, %, не более

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений

давления, %                                                                     ±0,5;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

плотности нефти, кг/м3                                                             ±0,3;

Пределы допускаемой относительной погрешности ТПУ при

поверке трубопоршневой поверочной установкой 1-го разряда с

компаратором, %                                                               ± 0,1;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы брутто нефти, %                                                         ±0,25;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений

массы нетто нефти, %                                                           ±0,35.

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 № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки».

Поверка

осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0038-13 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утверждённой ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 01.11.2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- передвижная поверочная установка 1-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

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

- плотномер МД-02 (Госсреестр № 28944-08);

Лист № 4

Всего листов 4

- комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 (Госреестр № 10496-86);

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

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

Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 543 на «Ватьёганском» месторождении ТПП «Повхнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

Нормативные документы

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

2. «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденны приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69.

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.