Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61321-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Татинтек", г.Альметьевск |
| 61321-15: Описание типа СИ | Скачать | 118.2 КБ |
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть" предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61321-15 |
| Наименование | Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 006 |
Производитель / Заявитель
ООО "Татинтек", г.Альметьевск
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 61321-15: Описание типа СИ | Скачать | 118.2 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть" предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Описание
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 006) и спроектирована 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 прямом методе динамических измерений массы сырой нефти расходомером-счетчиком массовым и определении объема отсепарированного попутного свободного нефтяного газа косвенным методом динамических измерений по результатам измерения массового расхода газа и результатам измерения плотности газа. 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 и массовой доли воды в пробах, отобранных из измерительных линий или по результатам измерения объемной доли воды поточным влагомером. Плотность свободного нефтяного газа и показатели качества сырой нефти измеряют в аккредитованной аналитической лаборатории.
Вычисление массы нетто сырой нефти и объема попутного свободного газа выполняется системой сбора и обработки информации, которая состоит из комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» и преобразователя расчетно-вычислительного «ТЭКОН-19».
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 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.
Таблица 1
|
Номер госреестра |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
15201-11 |
Расходомер массовый Promass 83F50-U4N0/0 |
прямое измерения массового расхода нефтяного газа |
Система измерения качества попутного нефтяного газа |
DN50, PN4,0 МПа. Qmin=0,9 нм3/ч Qmax=43,5 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 |
DN150, PN4,0 МПа. Qmin=30т/ч Qmax=250 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
|
15201-11 |
Расходомер массовый Promass 83F1F-5A30/0 83F1F- AD6SAA41AEAA+Z1 |
прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти |
Измерительная линия нефти №2 |
DN150, PN4,0 МПа. Qmin=30т/ч Qmax=250 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
|
Номер госреестра |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
24604-12 |
Влагомер сырой нефти ВСН-2 |
измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти |
Линия качества БИК |
DN200, PN4,0 МПа Диапазон измерения влагосодержания 0.100%. Пределы допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 (при содержании воды 0..50%); ± 1,0% (при содержании воды 50..100%). |
|
41560-09 |
Преобразователь давления измерительный 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, пределы основной приведенной погрешности не более ±0,25%, выходной сигнал - 420mA SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
|
41560-09 |
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75-5AA7H212CAA |
Измерение перепада давления |
Фильтры Ф101, Ф102 |
Диапазон измерений - (0.16) МПа, предельно допускаемое статическое давление - 30 МПа, пределы допускаемой основной погрешности -не более ±0,25, выходной сигнал - 420mA SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
|
43239-09 |
Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» |
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% |
|
Номер госреестра |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
24849-10 |
Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19 |
Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема нефтяного газа |
Входит в состав СОИ |
Пределы допускаемой приведенной погрешности преобразования измеренных значений силы тока в значения физических величин, измеряемых первичным ИП при нормирующем значении, равном диапазону измерения ИП, ±0,0001%; пределы допускаемой относительной погрешности расчета расхода, объема, массы и количества газов и газовых смесей, приведенных к стандартным условиям, ± 0,1% |
|
53902-13 |
Манометр МПТИ -0.. .10 кгс/см2 - 0,6 |
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°C до плюс 60°C, IP53 |
|
50519-12 |
Т ермопреобразователь универсальный ТПУ 0304 |
Измерение температуры воздуха |
БТ, БА |
Вид взрывозащиты -1ExdIICT5, длина монтажной части - 80 мм; абсолютное значение пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25%; диапазон преобразуемых температур -50°С ...+200 °С; выходной сигнал 4...20 мА |
|
Номер госреестра |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
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, пределы допускаемой приведенной погрешности ±0,15%; диапазон преобразуемых температур -50°С ...+200 °С; 4-х проводн.жидкокристаллический экран, присоединение к процессу - резьба 1/2"NPT-M, 316 |
|
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, термометрическая жидкость - ртуть, длина термометра 530 мм, диаметр 11 мм |
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто сырой нефти, массового расхода нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, сырой нефти, влагосодержания и газа;
- 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;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранения результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИБМ - автономное.
Функции программного обеспечения: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет массового расхода нефти по измеренным данным, объема попутного свободного газа, 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).
ПО реализует функции системы в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) "ОКТОПУС-Л», автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора «RATE АРМ оператора УУН», в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
«RATE APM оператора УУН» 2.3.11 АВ |
Т19-05М |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v.6.05 |
2.3.1.1 |
58.03 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
DFA87DAC |
B6D270DB |
7АЕ3А094 |
|
Другие идентификационные данные |
_ |
_ |
_ |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Программное обеспечение СИБМ защищено от преднамеренных изменений с помощью простых программных средств:
- введение соответствующих паролей;
- авторизация пользователя;
- разделение прав доступа,
а также механическое опломбирование составных компонентов СОИ.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.
аблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая, попутный нефтяной газ |
|
Количество измерительных линий БИЛ, шт. |
1 рабочая, 1 контрольная |
|
Количество измерительных линий ГИЛ, шт. |
1 рабочая |
|
Диапазон измерений расхода отсепарированной жидкости, т/ч |
от 30 до 250 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт), не более |
120 |
|
Диапазон плотности отсепарированной нефти, кг/м3 |
от 880 до 920 |
|
Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 |
от 1140 до 1180 |
|
Газовый фактор при стандартных условиях, м3/т - минимальная - максимальная |
0,9 43,5 |
|
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 |
1,41 |
|
Давление измеряемой среды, МПа, не более |
4,0 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +5 до +45 |
|
Объемная доля воды, % - минимальная - максимальная |
50 95 |
|
Давление насыщения сырой нефти, МПа |
от 2,2 до 9,9 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
20000 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,2 |
|
Содержание свободного газа в жидкости после сепарации |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто сырой нефти, %: при содержании воды в сырой нефти, от 50 до 70% от 70 до 85% от 85 до 95% |
± 5,0 ± 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: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа |
от -47 до +50 86 101,3 |
Знак утверждения типа
наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (заводской № 006) - 1 шт.
Руководство по эксплуатации - 1 экз.
Методика поверки - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 61321-15 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная блочномодульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 30.12.2014 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный эталон единицы массового и объемного расхода жидкости ГЭТ 63-2013 диапазон измерения от 2,5 до 500 т/ч; Ua=840-5; Ub=1.6-10’4; Uc=1.7940-4; Up=3.640-4 при Р=0,95;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов- ГЭТ 87-2011, диапазон значений влагосодержания смеси нефть-вода, в котором воспроизводится единица объемного влагосодержания 0,01^99,9 % объемной доли воды;
- установка поверочная «ВЗЛЕТ ПУ», диапазон значений среднего массового расхода жидкости 0-5000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении среднего объемного (массового) расхода (объема, массы) ±0,05% (номер в госреестре 4754311);
- 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, частотой от 0 до 10 кГц и погрешностью не более ± 0,01%.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерительной блочномодульной для Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/3809-14.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 Техническая документация ООО «Татинтек»
Смотрите также
