Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево - Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1377 п. 45 от 25.09.2014
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево - Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (далее - СИБМ) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть».

Описание

СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 001) и спроектирован для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью расходомеров-счетчиков массовых. Массу нетто сырой нефти вычисляют, как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют расчетным путем, используя результаты измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенных в отобранных из измерительных линий пробах в аккредитованной аналитической лаборатории. Определение объема отсепарированного попутного свободного нефтяного газа выполняют косвенным методом динамических измерений по результатам измерения массового расхода газа и результатов измерения плотности газа в аналитической лаборатории. Вычисление массы нетто сырой нефти и объема попутного свободного газа выполняется комплексом изме-рительно-вычилительным «ЗОДИАК».

СИБМ состоит из законченных блоков и трех измерительных линий:

• блок сепарации нефтегазовой смеси с двумя фильтрами и с газовой измерительной линией;

• технологический блок;

• блока автоматики;

• блок измерительных линий нефти: одна - рабочая, другая - резервная.

Конструктивно СИБМ спроектирован в виде блок-бокса и отдельно смонтированной рамы уличного исполнения с размещенными на ней нефтегазовым сепаратором и двумя фильтрами (см. рисунок 1). В технологической части блока-бокса размещены входной коллектор нефти и газа, измерительные линии нефти, линия качества, газовая линия и выходной коллектор газонефтяной смеси. В блок-боксе также размещены составные элементы блока автоматики: силовой шкаф, шкаф с вторичной аппаратурой средств измерений, контроля, управления и системы сбора, обработки информации (СОИ).

Рисунок 1 - Общий вид СИБМ

Перечень, назначение, краткие основные технические (в том числе метрологические) характеристики и номера госреестра средств измерений СИБМ представлены в таблице 1. Т а б л и ц а 1

Номер гос-реестра

Наименование

Назначение

Место расположения

Технические характеристики

15201-11

Расходомер массовый Promass 40E50-2430/0 40E50-

AD6SACB1A4BA+Z1

Прямое измерение массового расхода нефтяного газа

Система измерения количества попутного нефтяного газа

DN 80, PN 40

Qmin=3,1 нм3/ч

Qmax=45,0 нм3/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ± 0,5 %

15201-11

Расходомер массовый Promass 83F1F-5A30/0 83F1F-

AD6SAA41AEAA+Z1

прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти

Измерительная линия нефти №1

DN 150, PN 40 Qmin= 30 т/ч Qmax= 185 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,25 %.

Номер госреестра

Наименование

Назначение

Место расположения

Технические характеристики

15201-11

Расходомер массовый Promass 83F1F-5A30/0 83F1F-

AD6SAA41AEAA+Z 1

прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти

Измерительная линия нефти №2

DN 150, PN 40 Qmin=30 т/ч Qmax=185 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,20 %.

24604-12

Влагомер нефти полнопоточный ВСН-2ПП-100

измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти

Линия качества БИК

DN 150, PN 40 Диапазон измерения влагосодержа-ния от 0 до 100 %.

Предел допускаемой абсолютной погрешности: - 1,0 % (при содержании воды до 70 %);

- 1,5 % (при содержании воды от 70 до 100 %).

41560-09

Преобразователь давления Cerabar S PMP 71-5AA1S211NAAA

Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа

Сепаратор НГС, измерительная линия нефти №1,2, СИКГ.

Диапазон измерений - (0 - 4) МПа, предел допускаемой основной погрешности не более ±0,075 %, выходной сигнал - (4-20) мА SIL HART, взрывозащита - ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb

41560-09

Преобразователь разности давлений Deltabar S PMD75-5AA7H212CAA

Измерение перепада давления

Фильтры Ф101, Ф102

Диапазон измерений - (0-300) кПа, предел допускаемой основной погрешности - не более ± 0,5 %, выходной сигнал - (4-20) мА SIL HART, взрывозащита - ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb

37416-08

ИВК «ЗОДИАК»

Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема, массы нефти и газа

Входит в состав СОИ

Допускаемая относительная погрешность преобразования электрического сигнала и вычисление объема и массы нефти и газа равна ± 0,05 %

Окончание таблицы 1

Номер гос-реестра

Наименование

Назначение

Место расположения

Технические характеристики

53902-13

Манометр МПТИ

Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа

Коллекторы БТ, измерительная линия газа №1, изме-рительн. линии нефти №1,2, сепаратор, фильтры

Диапазон измерений от 0 до 10 кгс/см2, класс точности 0,6, присоединением к процессу - наружная резьба М20х1,5, радиальный, диаметр корпуса 160 мм, температура окружающей среды от минус 50 до плюс 60 °C, IP53.

50519-12

Т ермопреобразователь универсальный с термозондом ТПУ 0304

Измерение температуры воздуха

БТ, БА

Вид взрывозащиты -1ExdIICT5; предел допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25 %; диапазон преобразуемых температур от минус 50 до плюс 200 °С; выходной сигнал (4-20) мА

42890-09

Датчик температуры Omnigrad S TR63

Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа

Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти

Вид взрывозащиты -ATEX II 2 GD Ex d IIC; класс АА; НСХ:

Pt100;

предел допускаемой основной приведенной погрешности ±0,15%; диапазон преобразуемых температур от плюс 50 до плюс 250 °С

303-91

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа

Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти

Диапазон измерений -от 0 до плюс 55 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С, цена деления - 0,1 °С, длина термометра 530 мм, диаметр 11 мм

СИБМ обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматизированное измерение массы сырой нефти, массового расхода нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочем диапазоне расхода;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды;

- автоматизированное измерение температуры, давления, объемной доли воды в сырой нефти;

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

- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;

- проведение контроля метрологических характеристик рабочего расходомера массового по резервно- контрольному расходомеру;

- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;

- регистрация и хранения результатов измерений, формирование отчетов;

- вывод на печать отчетных документов.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) СИБМ - автономное. ПО обеспечивает реализацию функций системы: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет массового расхода нефти по измеренным данным, ведение архивов данных и архива вмешательств, формирование протоколов, вывод мгновенных и средневзвешенных данных по всем каналам, формирование аварийных сигналов по пределам измеряемых величин, пределов разности показаний преобразователей, оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (подача звукового сигнала и световая индикация аварийного параметра).

СИБМ имеет ПО, реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) «ЗОДИАК» (свидетельство об аттестации алгоритма и ПО средства измерений № 93014-08, выданное ФГУП «ВНИИР»).

И дентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Другие идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Азево - Салауш-ское мр.с'Пх

11022.110.0

7AC29772265584C592 C516CAA3FAAB7FF2 C474CC198F36084D8 29F072417557B1FF38 9A2AE7DC0E02150F7 D1BC4628C618FA1F9 C5473C8089D588180 ACEE9597

_

Whirlpool

Уровень защиты программного обеспечения установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «С». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.

Т а б л и ц а 3

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

1 рабочая, 1 резервноконтрольная

Количество измерительных газовых линий, шт.

1 рабочая

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 30 до 185

Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт), не более

180

Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти, кг/м3

от 860 до 980

Диапазон плотности сырой нефти при 20 0С, кг/м3

от 880 до 1150

Плотность пластовой воды при 200С, кг/м3

от 1050 до 1180

Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м3 - минимальная - максимальная

1,25

1,52

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

- при проведении измерений

- при проведении поверки и контроля метрологических характеристик

0,2

0,4

Давление измеряемой среды, МПа, не более

4,0

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от 5 до 50

Объемная доля воды, %

- минимальная

- максимальная

50

95

Давление насыщения нефти, МПа

от 4,2 до 7,3

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

20000

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,2

Содержание свободного газа

отсутствует

Режим работы системы

непрерывный

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нефти, %: при содержании воды от 50 до 70% от 70 до 85% от 85 до 95%

± 6,0

± 15,0

± 45,0

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %:

± 5,0

Напряжение питания, В трехфазное двухфазное

380

220

Частота, Гц

50

Условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

от минус 47 до плюс 50

- относительная влажность окружающего воздуха, %

86

- атмосферное давление, кПа

101,3

Знак утверждения типа

наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (заводской № 001)      - 1 шт.

Руководство по эксплуатации         - 1 экз.

Методика поверки                    - 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0145-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 23.12.2013 г.

Основные средства поверки:

- установка поверочная «ВЛЕТ ПУ» (госреестр № 47543-11), диапазон значений среднего массового расхода жидкости, в котором воспроизводится единица, составляет от 0 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности измерения массы весами для статического взвешивания составляет ± 0,05%;

- миллиамперметр постоянного тока для измерения в диапазонах от 0 (4) до 20 мА с погрешностью не более ±0,05%;

- электронный счётчик импульсов амплитудой до 50 В и частотой от 0 до 10 кГц.

Сведения о методах измерений

Инструкция. «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с использованием системы измерительной бллочно-модульной для Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть», свидетельство об аттестации методики измерений №0001.310069-2012/2-13.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2 ЭТП 191.125.00.00.00-РЭ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть». Руководство по эксплуатации.

Рекомендации к применению

осуществление торговли.

Развернуть полное описание