Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти.

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью массомеров.

Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров сырой нефти (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.

В состав БФ входят следующие технические средства:

- фильтр грубой очистки;

- манометр местной индикации давления.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.

На входном коллекторе БИЛ установлены следующие средства измерений (далее - СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

- датчик избыточного давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13).

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF 300   (регистрационный

№ 45115-16), (далее - расходомер массовый);

- датчик избыточного давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);

- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.

На выходном коллекторе БИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- датчик избыточного давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13);

- датчик температуры ТС5008 (регистрационный № 14724-12);

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;

- влагомер нефти поточный УДВН-1пм3 (регистрационный 14557-15);

- датчик температуры ТС5008 (регистрационный № 14724-12);

- датчик избыточного давления Метран-^OTG (регистрационный № 32854-13)

- преобразователь расхода жидкости для индикации расхода через БИК;

- автоматический пробоотборник с герметичным контейнером «Отбор-А-Р слив»;

- ручной пробоотборник с диспергатором;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки расходомеров массовых по передвижной ПУ.

В состав СОИ входит измерительно-вычислительный комплекс ИВК «ОКТОПУС-Л» (регистрационный № 43239-15) и автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Rate», оснащенного монитором, устройствами ввода и печатающим устройством.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации., представляющий собой двухуровневую компьютерную систему для преобразования параметров, а также предоставления оперативных, сменных и суточных отчетов о количестве и параметров перекачиваемой сырой нефти.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);

- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);

- автоматизированное измерение массы нетто сырой нефти (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в сырой нефти (%);

- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по передвижной ПУ, контроль метрологических характеристик расходомера массового, установленного на рабочей линии, по расходомеру массовому, установленному на резервноконтрольной ИЛ;

- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;

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

Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на эти СИ в соответствии с методиками поверки этих СИ.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня -верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО измерительно-вычислительный комплекс ИВК «ОКТОПУС-Л» (далее - ИВК «ОКТОПУС-Л»), обеспечивающее измерение и преобразование сигналов, поступающих от массовых и объемного расходомеров, влагомера, измерительных преобразователей давления, разности давлений и температуры, общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, передачу данных на верхний уровень.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Rate», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется СИКНС, прием и обработку управляющих команд оператора, формирование отчетных документов.

ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего журнала фиксации событий.

Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО СИКНС приведены в таблице 1 и 2.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО ИВК «ОКТОПУС-Л»

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ИВК автоматизированного рабочего места

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.

Комплектность

Таблица 5- Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0303-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения. Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 11.09.2018 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 2-го разряда (часть 2) в соответствии с приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС;

- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого СИКНС с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Инструкция. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-1 (ДНС-19) Южно-Харампурского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз», ФР.1.29.2017.26875

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 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»