Система измерений количества и показателей качества нефти сырой на выходе месторождения ЗАО "ХИТ Р" и ООО "Садакойл"

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл».

Описание

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

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из одного измерительного канала массы брутто нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:

- расходомер массовый Promass модели 83F, Госреестр № 15201-11;

- влагомер поточный ВСН-2 (далее - ВП), Госреестр № 24604-12;

- датчики давления «Метран-150», Госреестр № 32854-09;

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Госреестр № 21968-11.

В систему обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный «ЗОДИАК» (далее - ИВК), Госреестр № 37416-08, свидетельство об аттестации алгоритмов вычислений и программ обработки результатов измерений массы сырой нефти программного обеспечения комплекса измерительновычислительного «ЗОДИАК», разработанного ЗАО ИПФ «Турбулент» № 93014-08 от 11.02.2008.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-61.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических

и змерений в рабочих диапазонах массового расхода, давления, температуры и объемной доли воды в сырой нефти;

- автоматическое измерение разности давлений на фильтре;

- измерение температуры и давления сырой нефти с применением показывающих

с редств измерений температуры и давления соответственно;

- автоматическое измерение давления с использованием преобразователя давления

в измерительной линии (далее - ИЛ);

- автоматическое измерение температуры с использованием преобразователя тем

пературы в ИЛ;

- возможность проведения контроля метрологических характеристик преобразова

т еля расхода с использованием передвижной поверочной установки не ниже 2-го разряда или эталонного расходомера;

- возможность проведения поверки по передвижной поверочной установке на осно

ве массовых расходомеров или по передвижной трубопоршневой поверочной установке или компакт-пруверу в комплекте с поточным преобразователем плотности;

- ручное управление запорной и регулирующей арматурой;

- вычисление массы нетто сырой нефти как разницы массы сырой нефти и массы

балласта с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, хлористых солей и воды, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам вычислений с использованием измерений с применением ВП;

- защита алгоритма ИВК и автоматизированного рабочего места оператора системы

от несанкционированного доступа системой паролей;

- дренаж сырой нефти из оборудования и последующее заполнение без остатков

воздуха;

- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный «ЗОДИАК») 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.

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 ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. 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 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Окончание таблицы 2 - Основные метрологические и технические характеристики системы

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

- система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл», 1 шт., заводской № 005;

- Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл»;

- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл». Методика поверки. МП 0102-9-2014», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 17.09.2014 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 0102-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 17.09.2014 г.

Основные средства поверки:

- Установка поверочная УЭПМ-АТ, диапазон воспроизводимых расходов от 0,8 до 600,0 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности установок при измерении массы и 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 ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), 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 влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011. Диапазон значений влагосодержания смеси нефть-вода, в котором воспроизводится единица объемного влагосодержания, от 0,01 до 99,9 % объемной доли воды, расширенная неопределенность воспроизведения влагосодержания, % объемной доли воды:

- в диапазоне от 0,01 до 0,10 % объемной доли воды          3,5-10’3;

- в диапазоне от 0,1 до 10,0 % объемной доли воды            1,2" 10-2;

- в диапазоне от 10 до 60 % объемной доли воды              2,840’2;

- в диапазоне от 60до 99,9 % объемной доли воды             5,6^ 10’2;

- 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

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения ЗАО «ХИТ Р» и ООО «Садакойл» (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/24509-13 от 22 ноября 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2013.16693).

Нормативные документы

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- осуществление торговли и товарообменных операций.