Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы и параметров сырой нефти при сдаче сырой нефти принимающей стороне ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» сдающей стороной ООО «Енисей».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой 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 сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерительных линий, 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 трех (одного рабочего, одного контрольного и одного резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в нефти, в которые входят следующие средства измерений:

- расходомеры массовые Promass модели 83F (далее - РМ), Госреестр № 15201-11;

- влагомер сырой нефти ВСН-2 (модели ВСН-2-ПП-100-10, далее - ВП), Госреестр № 24604-12;

- преобразователи давления измерительные Cerabar M (PMC), Госреестр № 41560-09;

- термопреобразователь сопротивления платиновый серии TR, Госреестр № 45519-12.

В систему обработки информации системы входят:

- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000 c функцией резервирования, Госреестр № 15066-09;

- автоматизированное рабочее место оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, свидетельство об аттестации программного обеспечения № 40014-11 от 31.03.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры для точных измерений МТИ, Госреестр № 1844-63;

- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91;

- манометры избыточного давления МП-У, Госреестр № 10135-10.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности сырой нефти;

- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;

- измерение давления нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления;

- измерение температуры нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений температуры;

- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочего и резервного РМ с применением контрольного РМ;

- проведение поверки РМ с применением установки поверочной автоматизированной УПСЖ, Госреестр № 43499-09 или передвижной поверочной установки малой вместимости калиброванного участка I-го разряда в комплекте с поточным преобразователем плотности с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированные рабочие места оператора системы на базе программного комплекса ОЗНА-Flow, далее - ПО) 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.

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

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 «средний» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения.»

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 Южно-Торавейского месторождения, 1 шт., заводской № 1;

- Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;

- «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014».

Поверка

осуществляется по документу МП 0157-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки», утвержденной ФГУП «ВНИИР» 28 июня 2014 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная автоматизированная УПСЖ ВМ, диапазон воспроизводимого расхода от 0,01-0,03 до 400 м3/ч, основная относительная погрешность при измерении массы или объема весовыми устройствами и использовании импульсных измерительных каналов ±0,05 %.;

- передвижная поверочная установка малой вместимости калиброванного участка I-го разряда в составе с поточным преобразователем плотности с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,05 %.

- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С 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, составляет: 0,01 + 99,9 % объемной доли воды;

- 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 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5^10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x108 имп.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения». (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2008/36109-13 от 25 декабря 2013 г., номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР. 1.29.2014.18045).

Нормативные документы

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

2 Руководство по эксплуатации «Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС). Обустройство Южно-Торавейского месторождения. ОИ 182.00.00.00.000 РЭ»;

3 Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Торавейского месторождения. Методика поверки. МП 0157-9-2014.

Рекомендации к применению