Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Аксубаево-Мокшинского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.

Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного) измерительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы сбора и обработки информации, в которые входят следующие средства измерений:

- расходомер массовый Promass 83F (далее - МР), зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15201-11;

- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;

- преобразователь (избыточного) давления измерительный Cerabar S PMP 71 зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;

- преобразователи (разности) давления измерительные Deltabar S PMD75, зарегистрированы в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;

- манометр сигнализирующий, показывающий МП160юН, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;

- манометр показывающий, сигнализирующий МП100Н, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;

- термометр ртутный, стеклянный, лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;

- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;

- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство № 2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений;

- Rate. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УУН РУУН 2-07 АВ (Свидетельство о метрологической аттестации № 21002-11).

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне расхода, (т), (т/ч);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;

- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;

- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР с применением поверочной установки (далее - ПУ);

- проведение КМХ МР по резервно- контрольному МР;

- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора значений результатов измерений;

- вывод на печать отчетных документов;

- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью системы доступа с паролями;

- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений плотности, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти;

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".

Программное обеспечение

ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Продолжение таблицы 1

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2

Продолжение таблицы 2

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- Система в составе согласно инструкции по эксплуатации             1экз.

- Инструкция по эксплуатации системы                               1 экз.

- Методика поверки системы                                         1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0101-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нур-латнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 февраля 2013 г.

Основное поверочное оборудование:

- установка поверки мобильная эталонная СИКН МЭУ-100-4,0: диапазон воспроизводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20-до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;

- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосо-держания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;

- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20,0 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000,0 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.

Сведения о методах измерений

Документ «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», (утвержденная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24209-11 от 28 декабря 2011 г. ФР.1.29.2012.11646).

Нормативные документы

Техническая документация ООО «ЭнергоТехПроект».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.