Система измерений многофазного потока СИМП

Назначение

Система измерений многофазного потока «СИМП» (далее - СИМП) предназначена для проведения измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на скважинах в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005, а также для проведения калибровки измерительных установок на скважинах по каналам измерений массы сырой нефти (жидкости) и объема (массы) нефтяного газа.

Описание

Принцип действия СИМП основан на разделении газожидкостного потока поступающего с устья скважины на жидкостную и газовую составляющие, с последующим измерением количества жидкости и газа массовыми преобразователями расхода (МПР).

Многофазный поток с манифольдной линии скважины подается на входной коллектор установки и затем поступает в циклонный сепаратор, где происходит разделение на жидкость и газ. Уровень жидкости в циклонном сепараторе регулируется с помощью клапанов. Благодаря большой разнице в плотности жидких и газовых фаз, газ перемещается к центру и поднимается наверх, а жидкость движется к стенкам и спускается вниз циклонного сепаратора. Из сепаратора жидкость поступает в измерительную линию учета жидкости, а газ - в измерительную линию учета газа.

МПР, установленный на измерительной линии учета жидкости, измеряет массу и плотность жидкости после сепаратора. По данным МПР вычислитель нетто-объема нефти NOC ALTUS на базе измерительного преобразователя модели 3700 рассчитывает массу и объем добываемой нефти и воды и передает информацию в АРМ-оператора.

МПР, установленный на измерительной линии учета нефтяного газа, измеряет массу и плотность газа после сепаратора. По данным МПР измерительный преобразователь модели 2700 рассчитывает массу нефтяного газа и передает информацию в АРМ-оператора.

Уровень жидкости в циклонном сепараторе поддерживается автоматически при помощи двух клапанов регуляторов, управляемых контроллером SIEMENS.

После измерительных линий поток жидкости и газа смешивается и поступает в выходной коллектор установки и далее на выкидную линию скважины в систему нефтесбора.

СИМП представляет собой мобильный комплекс, состоящий из следующих блоков:

- технологический блок;

- блок обработки информации и управления.

Технологический блок включает в себя следующие средства измерений (номер по Госреестру) и вспомогательные устройства:

- гидроциклонный сепаратор;

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измеритеьным преобразователем модели 3700 фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (предназначен для измерения количества жидкости) (№ 13425-06);

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 025 с измеритеьным преобразователем 2700 фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (предназначен для измерения количества газа) (№ 13425-06);

- преобразователь измерительный 244Н к датчикам температуры фирмы «Fisher-Rosemount» (№ 14683-04);

- преобразователь давления измерительный 3051TG фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (№ 14061-04);

- преобразователь перепада давления измерительный 3051CD фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (№ 14061-04);

- два клапана регулирования давления и уровня "Samson" с электроприводом "AUMA";

- манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2-4,0МПа-0,6;

- пробоотборник нефти ручной;

- место подключения устройства для определения содержания свободного газа УОСГ-100СКП;

- запорная арматура.

Блок обработки информации и управления включает в себя:

- измерительные преобразователи массовых преобразователей расхода моделей 3700 и

2700 фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount»;

- шкаф управления с контроллером SIEMENS

- шкаф силовой.

Технические характеристики

ловиях, м3/ч

предел допускаемой основной относительной погрешности измерений мас-

сового расхода нефти сырой, %, не более - 1,0

предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объ-

емного расхода нефти сырой, %, не более

предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объ-

емного расхода нефтяного газа, %, не более

Диаметр условного прохода трубопроводов:

входного, мм

выходного, мм

Габаритные размеры технологического блока, мм                           4550^1300x850

Масса СИМП, не более, кг

Питание установки от однофазной сети:

- линейное напряжение, В;

- частота, Гц                                                                             50 ± 1

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Поверка

осуществляется по инструкции МП 48215-11 «ГСИ. Система измерений многофазного потока «СИМП». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 17.05.2010 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

- поверочная установка на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, обеспечивающая необходимый расход при поверке и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,02%;

- преобразователь плотности поточный с диапазоном измерений от 700 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,3 кг/м3;

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

- калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05)

Допускается применение других СИ с аналогичными или лучшими МХ.

Сведения о методах измерений

Руководство по эксплуатации

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»

Рекомендации к применению

проведение учетных операций.