Установка измерительная нефти и нефтяного газа

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 3

Назначение

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа.

Описание

Установка состоит из технологического блока, включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, измерительные линии расхода и количества продуктов сепарации, оснащенные средствами измерений и вспомогательным оборудованием, и трубопроводную обвязку, и блока автоматики, служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установки.

Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующих измерениях массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа.

Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).

Объемный расход и объем свободного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений, с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется контроллером шкафа управления и индикации блока автоматики установки (далее - ШУИ) согласно «Методике измерений с применением установки измерительной нефти и нефтяного газа» (далее - МИ).

Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа. Измеренные значения передаются в ШУИ установки для формирования отчетов по всем скважинам и передачи их в систему верхнего уровня.

Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:

-    прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);

-    косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;

-    в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.

Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.

Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом.

ШУИ установки реализован на основе системы управления модульной B&R X20. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчет количества нефти и нефтяного газа по каждой скважине с учетом введенных согласно МИ условно-постоянных величин (констант) для каждой скважины, формирование отчетов и передачу их в систему верхнего уровня.

Общий вид установки представлен на рис. 1.

Пломбирование установки не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид установки

Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведен в таблице 1.

Таблица 1- Перечень средств измерений и их регистрационные номера

Наименование средств измерений

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа:

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМБ 300; F 200)

45115-16

Средства измерений объемного расхода и объема газлифтного газа:

Счетчики газа «DYMETIC-9423M» (мод. «DYMETIC-9423M-Т-50-60»)

57998-14

Наименование средств измерений

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)

24604-12

Влагомеры поточные L и F (мод. F)

56767-14

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

32180-11

Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)

47355-11

Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:

Датчики избыточного давления Метран-150

32854-13

Манометры показывающие МПА-Кс

50119-12

Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700

38548-13

Система сбора и обработки информации:

Системы управления модульные B&R X20

57232-14

* Опционально, при установке влагомера.

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах ШУИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.

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

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AgzuIMS.br

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 3.72.1

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

-

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений дебита скважин по жидкости, т/сут

от 1,5 до 150

Диапазон измерений объемного расхода свободного газа в стандартных условиях, м3/сут

от 500 до 200000

Диапазон измерений объемного расхода газлифтного газа в стандартных условиях, м3/сут

от 300 до 50000

Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении*

Массы сырой нефти

±2,5

Массы сырой нефти без учета воды:

-    при содержании объемной доли воды до 70 %

-    при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 %

-    при содержании объемной доли воды свыше 95 %

±6

±15

не нормируется (устанавливают в методике измерений)

Наименование характеристики

Значение

Объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

±5

Объема газлифтного газа, приведенного к стандартным условиям

±5

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

Нефтегазоводяная смесь, газлифтный газ

Содержание воды в сырой нефти, %

до 100

Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа

-    нефтегазоводяная смесь

-    газлифтный газ

до 6,3 до 10,0

Температура рабочей среды, °С

-    нефтегазоводяная смесь

-    газлифтный газ

от 0 до +20 от 0 до +20

Плотность сырой нефти при 20°С, кг/м3

от 690 до 1170

Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20°С, кг/м3

от 690 до 860

Плотность пластовой воды при 20°С, кг/м3

1170

Максимальное количество нефтяного газа (свободного) приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т

1000

* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Максимальное количество подключаемых скважин

10

Режим работы

непрерывный

Температура, °С - в БТ, БПС;

-в БА

не ниже +5 не ниже + 5 с возможностью повышения температуры при необходимости до + 10

Электроснабжение напряжение переменного тока, В частота переменного тока, Гц

(380/220)±10%

50±5

Режим управления запорно-регулирующей арматурой

Ручной, автоматизированный

Средний срок службы, лет

15

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность поставки*

Наименование

Обозначение

Количество

Установка, заводской номер 696

1 шт.

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

1 шт.

Наименование

Обозначение

Количество

Руководство по эксплуатации

0814.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 0582-9-2017

1 экз.

*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0582-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28 апреля 2017 г. Основные средства поверки:

рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/3209-17 от 28 апреля 2017 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)

Нормативные документы

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

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

Техническая документация изготовителя

Развернуть полное описание