Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ "Быстринскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения массы и показателей качества нефти при проведении учетных операций между ОАО «Сургутнефтегаз» и АО «Транснефть-Сибирь».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением преобразователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в лаборатории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразователей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительновычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ оператора, как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью влагомера нефти поточного.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), 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 пяти (трех рабочих, одного резервного и одного резервно-замещающего) измерительных каналов объема брутто нефти, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

- преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее - ТПР), тип зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений (далее - Госреестр) под № 16128-01 и № 16128-10;

- преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04 и № 14061-10;

- преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр №14683-04, и датчики температуры 3144Р, Госреестр № 39539-08;

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП), Гос-реестр № 15644-01;

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее - ВП), Госреестр № 14557-10;

- анализатор рентгенофлуоресцетный и рентгеноабсорбционный многоканальный энергодисперсионный типа «SPECTRO» серии 600 модели 682(Т), Госреестр № 19769-00;

- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (далее - ТПУ), Госреестр № 12888-99;

- мерник эталонный «SERAPHIN», Госреестр № 22514-02;

- расходомер-счетчик жидкости ультразвуковой модификации ХМТ868^ Госреестр № 51863-12.

В систему обработки информации системы входят:

- комплексы измерительно-вычислительные Fmc2, Госреестр № 58788-14;

- автоматизированные рабочие места оператора системы с программным обеспечением «Rate-оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11, выданное ФГУП «ВНИИР» 27.12.2011 г.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

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

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

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности нефти;

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

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

- проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением ТПУ;

- проведение поверки ТПР с применением ТПУ;

- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений установленных границ;

- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный Fmc2 (далее - ИВК Fmc2), автоматизированные рабочие места оператора системы ПО «Rate-оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую 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 (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станции управления структуры идентификационных данных.

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 среднему уровню защиты в соответствии с 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.

Таблица 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 показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 1 шт., заводской № 01;

- инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»;

- документ «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Методика поверки». МП 0237-14-2015.

Поверка

осуществляется по документу МП 0237-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Методика поверки»., утвержденной ФГУП «ВНИИР» 30 марта 2015 г.

Основное средство поверки: ТПУ, с верхним пределом диапазона измерений расхода измеряемой среды 1100 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/278014-14 от 26 декабря 2014 г.).

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»

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