Система измерений количества и показателей качества нефти № 1522 на ПСП "Тазовский" недропользователь ООО "Меретояханефтегаз"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №  1522 на

ПСП «Тазовский» недропользователь ООО «Меретояханефтегаз» (далее по тексту - СИКН) предназначена для измерений массы брутто и массы нетто нефти.

Описание

Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью расходомеров массовых (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного контроллера, который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.

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 входного и выходного коллекторов, блока фильтров (БФ), блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее по тексту - БИК), системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ) и блока стационарной поверочной установки (ПУ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

На входном коллекторе СИКН установлены следующие средства измерений (СИ) утвержденных типов (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - регистрационный №)) и технические средства:

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

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);

- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);

- термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

БФ состоит из двух линий (рабочей и резервной).

На каждой линии установлены следующие СИ и технические средства:

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

- два манометра показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11).

БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:

- расходомер массовый Promass (модификации Promass 300) (регистрационный № 68358-17);

- датчик давления MempaH-150TGR (регистрационный № 32854-13);

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);

- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);

- термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (регистрационный № 14557-15);

- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (регистрационный № 57762-14);

- два преобразователя плотности и расхода CDM (регистрационный № 63515-16);

- два преобразователя плотности и вязкости FVM (регистрационный № 62129-15);

- датчик давления MempaH-150TGR (регистрационный № 32854-13);

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);

- два датчика температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);

- три термометра ртутных стеклянных лабораторных типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91);

- два датчика давления Метран-^OCDR (регистрационный № 32854-13);

- шесть манометров показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);

- два пробоотборника для автоматического отбора пробы Стандарт-АОП;

- пробоотборник для ручного отбора пробы Стандарт-РОП;

- два места для подключения пикнометрической установки и устройства определения содержания свободного газа.

На выходном коллекторе установлены следующие СИ и технические средства:

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

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);

- датчик температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);

- термометр ртутный стеклянный лабораторный типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят:

- два комплекса измерительно-вычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (исполнение ИнКС.425210.003) (далее по тексту - ИВК) (регистрационный № 52866-13), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных;

- два контроллера программируемых логических MKLogic-500 (регистрационный № 65683-16);

- три преобразователя измерительных постоянного тока ПТН-Е2Н (регистрационный № 42693-15);

- два автоматизированных рабочих места оператора на базе программного комплекса «CROPOS» (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.

Блок стационарной ПУ выполняет функцию эталона при проведении контроля метрологичсеких характеристик (КМХ) и поверки МПР и имеет в своем составе следующие СИ и технические средства:

- установка трубопоршневая «НАФТА-ПРУВЕР»-300 (регистрационный № 75763-19);

- два датчика давления Метран-^OTGR (регистрационный № 32854-13);

- два датчика температуры TMT142R (регистрационный № 63821-16);

- два манометра показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11);

- два термометра ртутных стеклянных лабораторных типа ТЛ-4 №2 (регистрационный № 303-91).

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

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

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

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

- автоматическое вычисление массовой доли воды (%) в нефти по результатам измерений объемной доли воды в нефти;

- измерения давления (МПа) и температуры (°С) с применением показывающих средств измерений давления и температуры соответственно;

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

- поверку и КМХ МПР по стационарной ПУ в автоматизированном режиме;

- КМХ МПР, установленых на рабочих ИЛ, по МПР, установленному на контрольнорезервной ИЛ;

- поверку стационарной ПУ с применением передвижной ПУ или весов;

- автоматизированное и ручное управление запорной и регулирующей арматурой;

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

- фильтрацию нефти от механических примесей в ИЛ БИЛ, БИК;

- автоматическое регулирование расхода нефти по каждой ИЛ, в БИК, на выходном коллекторе;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

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

- защита информации от несанкционированного доступа.

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.

Программное обеспечение

СИКН реализовано в ИВК и в АРМ оператора. Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 1.

ПО СИКН 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 СИКН для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКН обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.

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

Уровень    защиты    ПО    СИКН    «средний»    в    соответствии    с

Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики

Т а б л и ц а 3 - Основные 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 СИ

Сведения о методах измерений

представлены в документе МН 957-2020 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на ПСП «Тазовский» недропользователь ООО «Меретояханефтегаз» с Изменением № 1, ФР.1.28.2020.37465.

Нормативные документы

ООО «Меретояханефтегаз»

Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 г. № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства 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