Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №  1507

ПСП Пякяхинского месторождения (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Сибирь».

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее - 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 следующие технические средства и средства измерений:

- фильтр грубой очистки с быстросъемной крышкой DN 250;

- преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- два манометра для местной индикации давления (до и после фильтра).

На входном коллекторе блока фильтров установлены:

- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- манометр для местной индикации давления.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих и одной контрольнорезервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

- расходомер массовый Promass 83F (регистрационный № 15201-11);

- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлено пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (регистрационный № 52638-13) или преобразователь плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7829 (регистрационный № 15642-06) и/или преобразователи плотности и вязкости модели FVM (регистрационный № 62129-15);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-10 и/или регистрационный № 14557-15);

- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (регистрационный № 41560-09) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (регистрационный № 57947-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 49519-12) и/или термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (регистрационный № 68002-17);

- расходомеры ультразвуковые UFM 3030 (регистрационный № 48218-11) или расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);

- пробоотборники нефти «Стандарт-А» или пробоотборники «ВИРА-1-50-63», предназначенные для автоматического отбора проб;

- пробоотборники нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых Promass 83F проводят с помощью блока ТПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающая в себя следующие средства измерений:

- установка поверочная трубопоршневая двунаправленная (регистрационный № 20054-12);

- преобразователь давления измерительный 3051S (регистрационный № 24116-13) или датчик давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13);

- преобразователь измерительный Rosemount 3144P (регистрационный № 56381-14);

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (регистрационный № 22257-11);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (регистрационный № 83904-21), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором и клавиатурой.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3); вязкости (мм2/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метрологических характеристик расходомеров массовых, установленных на рабочих линиях, по расходомеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчетов, протоколов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти.

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006.

Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

Заводской номер в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКН.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИКН разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее по тексту - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

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

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО программного комплекса «Cropos»

Технические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Комплектность

Т а б л и ц а 4 - Комплектность средства измерения

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 645-2016 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения», ФР.1.29.2016.25228.

Нормативные документы

ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений»;

ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности»;

ГОСТ 8.025-96 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей»;

Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»;

ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».