Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", 51347-12

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы (массового расхода) и организации учета нефти сырой.

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти сырой с помощью преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефти сырой по реализованному в нем алгоритму.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров, блока измерений количества нефти сырой, блока измерений параметров нефти сырой (далее - БИК), места для подключения установки передвижной поверочной, системы обработки информации и раздельной 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 двух рабочих измерительных каналов массы нефти сырой, одного контрольного измерительного канала массы нефти сырой, а также измерительных каналов плотности, температуры, давления, разности давления, объемной доли воды в нефти сырой, объемного расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 400 с измерительными преобразователями серии 2700 (далее - СРМ), Госреестр № 45115-10;

-    счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08;

-    преобразователь плотности жидкости измерительный 7835, Госреестр № 15644-06;

-    влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;

-    термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, Госреестр № 22257-11;

-    преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр № 14683-09;

-    датчика давления «Метран-150», Госреестр № 32854-09.

В систему обработки информации системы входят:

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 38623-11, свидетельство ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритмов вычислений № 01.00284-2010-084/04-2011, выдано ОАО «Нефтеавтоматика».

В состав системы входят показывающие средства измерений:

-    манометры показывающие МП, Госреестр № 47452-11;

-    термометры биметаллические показывающие ТБПЮ, Госреестр № 31733-06.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

-    автоматическое измерение массы нефти сырой прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и плотности нефти сырой;

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

-    проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих и резервного СРМ с применением контрольного СРМ;

-    проведение КМХ и поверки СРМ с применением передвижной поверочной установки;

-    автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

-    автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

-    защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение (ПО) системы 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 (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

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

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

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 уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».

Т а б л и ц а 2 - Основные метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

-    система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», 1 шт., заводской № 107;

-    инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

-    «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.

Поверка

осуществляется по документу МП 51347-12 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденная ФГУП ВНИИР 19 июля 2012 г.

Основные средства поверки:

-    установка передвижная поверочная «ПУМА» на базе счетчиков-расходомеров массовых ELITE®, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,11 %;

-    контроллеры измерительные FloBoss S600+, пределы допускаемой относительной погрешности измерений расхода, объема, массы жидкости ± 0,01 %, пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения напряжения ± 0,005 %, силы тока ± 0,04 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении импульсных сигналов ± 1 имп.;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*10 имп.;

-    установка пикнометрическая производства фирмы «H&D Fitzgerald Ltd» с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности ± 0,10 кг/м в диапазоне плотности жидкости от 600 до 1100 кг/м3;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 25 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;

-    калибратор многофункциональный модели ASC300-R: внешний модуль давления -нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025% от верхнего предела измерений.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика (метод) измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2008/172014-11 от 21.11.2011 года, номер в Госреестре ФР.1.29.2012.11878).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»

1    ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

2    Техническая документация 7748 «Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-4 УПСВ Приразломного месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Рекомендации к применению