Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз", 63895-16

Назначение

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массы и параметров сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти.

Описание

Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счетчиков-расходомеров массовых.

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

Блок фильтров состоит из:

-    два фильтра МИГ-ФБн-200-40;

-    четыре манометра показывающих для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11) (по одному на входе и выходе каждого фильтра)

-    датчик давления Метран-150 модели 150CD3 (Госреестр № 32854-13).

На входном коллекторе СИКНС установлены:

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11). БИЛ состоит из двух измерительных линий (ИЛ): одной рабочей и одной

контрольно-резервной ИЛ.

На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    счетчик-расходомер массовый Micro Motion модификации CMF400 (далее - массомер) (Госреестр № 45115-10);

-    датчик давления Метран-150 модели 150TG3 (Госреестр № 32854-13);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11).

БИК выполняет функции непрерывного измерения объемной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти и автоматического отбора объединенной пробы для последующего определения параметров сырой нефти в лаборатории. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на выходном коллекторе БИЛ.

В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

-    два фильтра сетчатых, для контроля перепада давления на фильтрах на входе и выходе каждого фильтра установлены манометры показывающие для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

-    два центробежных насоса, на выходе каждого насоса установлен манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

-    два влагомера нефти поточных УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);

-    преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (Госреестр № 52638-13);

-    датчик давления Метран-150 модели 150TG3 (Госреестр № 32854-13);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);

-    ультразвуковой расходомер UFM 3030 (Госреестр № 48218-11);

-    два пробоотборника для автоматического отбора проб «Стандарт-А»;

-    пробоотборник для ручного отбора пробы «Стандарт-Р»;

-    узел подключения резервного влагомера;

-    ручной регулятор расхода.

Узел подключения передвижной поверочной установки размещен на выходном трубопроводе БИЛ и предназначен для подключения передвижной поверочной установки при проведении поверки и контроля метрологических характеристик массомеров.

На выходном коллекторе СИКНС установлены:

-    датчик давления Метран-150 модели 150TG3 (Госреестр № 32854-13);

-    термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (Госреестр № 38548-13);

-    манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2 (Госреестр № 26803-11);

-    термометр биметаллический показывающий ТБ-2Р (Госреестр № 46078-11);

-    смеситель потока «Вихрь»;

-    щелевое пробозаборное устройство.

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

-    два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) (Госреестр № 43239-09);

-    автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора на базе персонального компьютера с программным обеспечением «Rate АРМ оператора УУН», оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006 и методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКНС.

СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;

-    автоматическое измерение перепада давления сырой нефти на фильтрах;

-    автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;

-    автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

-    ручное регулирование расхода сырой нефти:

-    автоматическое измерение массы сырой нефти;

-    автоматизированное вычисление массы нетто сырой нефти;

-    поверка и контроль метрологических характеристик (КМХ) массомеров по передвижной поверочной установке;

-    КМХ рабочего массомера по контрольно-резервному массомеру;

-    отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;

-    защита информации от несанкционированного доступа.

Программное обеспечение

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

К нижнему уровню относится ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»). Доступ к метрологически значимой части ПО комплексов измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») для пользователей закрыт.

К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ оператора «Rate АРМ оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11 от 27.12.2011 г., выдано ФГУП «ВНИИР».

ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных путем введения паролей, разграниченного уровня доступа, механическим опломбированием, ведением внутреннего журнала фиксации событий:

Уровень защиты ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соовтетствии с Р 50.2.077-2014 - «высокий».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКН

Технические характеристики

Таблица 2

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта СИКНС типографским способом.

Комплектность

1    Единичный экземпляр СИКНС.

2    Руководство поэксплуатации 207/13-03-РЭ.

3    Паспорт 207/13-03-ПС.

4    Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки» НА.ГНМЦ.0084-2015 МП.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0084-15 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» 30.09.2015 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

-    установка передвижная поверочная 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.510-2002;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (регистрационный № 39214-08);

-    рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;

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

-    калибратор давления модульный MC2-R (регистрационный № 28899-05).

Знак поверки наносится на свидетельстов о поверке СИКН.

Сведения о методах измерений

Инструкция «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения

ООО «РН-Юганскнефтегаз», регистрационный код в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2014.17812.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

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

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

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