Система измерений количества и показателей качества нефти Алехинского месторождения ОАО "Сургутнефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти Алехинского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» (далее - СИКН)     предназначена для

автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти.

Описание

Измерения массы брутто нефти осуществляются прямым методом динамических измерений - по результатам массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Блок фильтров состоит из входного и выходного коллекторов и двух фильтрующих линий (основной и резервной), в состав каждой фильтрующей линии входят:

- фильтр сетчатый фланцевый грубой очистки нефти МИГ-Ф-150-1,6;

- два манометра МТИ У2 (до и после фильтра) с диапазоном измерений давления от 0 до 1,6 МПа, класса точности 0,6;

Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из входного и выходного коллекторов, и трех измерительных линий: двух рабочих и одной контрольной, которая может использоваться в качестве резервной.

На входном и выходном коллекторе блока измерения СИКН установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСМУ «Метран-274-05», (№ 21968-06);

- датчики давления «Метран-150TG», (№ 32854-09);

- манометры технические и термометры ртутные стеклянные для местной индикации давления и температуры.

БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий и одной контрольно-измерительной линии.

В каждой измерительной линии установлены следующие средства измерений (номер по Госреестру):

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F300 с измерительным преобразователем модели 2700, (№ 45115-10);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции непрерывного измерения плотности, объемной доли воды в нефти, и автоматического отбора объединенной пробы нефти для последующего определения показателей качества нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефтепродуктов в БИК      осуществляется      через       автоматический      пробоотборник      по

ГОСТ 2517-2012. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- влагомер нефти погружной модели LI фирмы «Phase Dynamics Inc.» США, (№45577-10);

- пробоотборник автоматический «Мавик-НТ» заводской номер 44, с диспергатором, в составе:

зонд пробоотборный DN 150 мм;

блок программного управления БПУ-А №200.

Система обработки информации (далее - СОИ) на базе программируемого компьютерного контроллера серии «System 2000» (далее - ПКК), соединенного линией связи с персональным компьютером состоит:

- комплекс измерительно-вычислительный «Сургут-УНм», (Госреестр № 25706-08);

- автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ).

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006. Результаты поверки СИКН удостоверяются свидетельством о поверке, на которое наносится знак поверки.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- автоматизированное вычисление массы нетто нефти (т);

- автоматический отбор проб нефти;

- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти с помощью поточного влагомера (%);

- автоматическое регулирование расхода через измерительные линии и контрольную линию, расхода черех БИК для обеспечения изокинетичности отбора проб;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов.

Программное обеспечение

Програмное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится программное обеспечение измерительновычислительного комплекса «Сургут-УНм». ИВК обеспечивает проведение вычислительных операций согласно заложенным алгоритмам, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.

К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение АРМ оператора на базе инструментальных средств SCADA-системы GENESIS 32 (версия не ниже 6.11) фирмы ISONICS (США). АРМ оператора выполняет функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.

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.

У ровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО АРМ оператора:_____________________________________

Идентификационные данные ИВК «Сургут-УНм»:

Технические характеристики

нефть по ГОСТ Р 51858-2002;

от 30 до 120;

от плюс 30 до плюс 55;

от 0,1 до 1,6;

от 805 до 863;

1,0;

±0,2;

±0,5;

±0,25;

±0,35.

Рабочая среда

Рабочий диапазон массового расхода, т/ч

Рабочий диапазон температур нефти, оС

Рабочий диапазон давления нефти, МПа

Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м3 Массовая доля воды в нефти, %, не более Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС

Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

1. Единичный экземпляр СИКН в составе согласно паспорту.

2. Паспорт.

3. Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Алехинского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз». Методика поверки. НА.ГНМЦ.0068-15 МП».

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0068-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти Алехинского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 28.02.2015 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- установка стационарная поверочная расходомерная СПРУТ (Госреестр № 19442-05);

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

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

- калиб

ратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05);

- генератор сигналов низкочастотный ГЗ - 112, диапазон частот от 10 Гц до 100 кГц, ГОСТ 22261-94;

- счетчик программный реверсивный Ф5007, диапазон частот выходных сигналов от 10 Гц до 1 МГц, Ту 25-04-2271-73;

- делитель частоты Ф5093, диапазон частот от 10 Гц до 1 МГц, ТУ 25-04-3084-76;

- калибратор тока В1-12, 0 - 100 мА, 5 = 0,025%;

- термометр метрологический стеклянный, диапазон измерений от 0 до 100°С, ГОСТ 112-78;

- психрометр аспирационный, ТУ 25.1607.054-85;

- магазины сопротивлений Р-4831, диапазон измерений от 10 до 3000 Ом, относительная погрешность ±2,5%, ГОСТ 23737-79;

- другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКН;

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти Алехинского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз», утверждена ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 23.01.2015 г.

Нормативные документы

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