Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво
| Номер в ГРСИ РФ: | 61735-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Эмерсон", г.Москва |
| 61735-15: Описание типа СИ | Скачать | 145.6 КБ |
Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы, параметров сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, извлекаемых из скважин месторождения Северное Чайво.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61735-15 |
| Наименование | Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 00010-1 |
Производитель / Заявитель
ООО "Эмерсон", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 61735-15: Описание типа СИ | Скачать | 145.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво (далее - система) предназначена для автоматических измерений массы, параметров сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, извлекаемых из скважин месторождения Северное Чайво.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователя массового расхода и косвенного метода измерений объема попутного нефтяного газа (ПНГ), приведенного к стандартным условиям, с использованием преобразователя объемного расхода газа. Выходные электрические сигналы с преобразователя массового расхода поступают на соответствующие входы измери-тельно-управляющего комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта определяется в измерительно-управляющем комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли свободного и растворенного газа, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории. Выходные электрические сигналы с преобразователя объемного расхода попутного нефтяного газа поступают на соответствующие входы измерительно-управляющего комплекса, который преобразует их и вычисляет объем попутного нефтяного газа и приводит его к стандартным условиям по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из сепаратора, измерительной линии массового расхода сепарированной сырой нефти, измерительной линии сепарированного попутного нефтяного газа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из одного измерительного канала массы сырой нефти, одного измерительного канала объема попутного нефтяного газа, а также измерительных каналов температуры, давления, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion мод. CMF 400 (далее - РМ), Госреестр № 45115-10;
- система измерительная «V-cone», Госреестр № 56355-14;
- преобразователи давления измерительные 3051S, Госреестр № 24116-13;
- преобразователи измерительные Rosemount 3144P, Госреестр № 56381-14.
В систему обработки информации системы входят:
- комплекс измерительно-управляющий и противоаварийной автоматической защиты модернизированный DeltaV, Госреестр № 49338-13;
- автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера;
В качестве индикатора содержания объемной доли воды в системе установлен влагомер поточный F фирмы «Phase Dynamics Inc», Госреестр № 46359-11. Его показания не используют для расчета массы нетто сырой нефти.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, массовой доли свободного газа, массовой доли растворенного газа и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории;
- автоматическое измерение объема попутного нефтяного газа методом переменного перепада давления с использованием преобразователя объемного расхода и приведение его к стандартным условиям по алгоритму, реализованному в системе обработки информации;
- автоматическое измерение давления сепарированного попутного нефтяного газа;
- автоматическое измерение температуры сепарированного попутного нефтяного газа;
- автоматическое измерение температуры сепарированной сырой нефти;
- ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными и техническими средствами.
На рисунке 1 приведен общий вид системы, на рисунке 2 приведены фотографии
средств, ограничивающих доступ к системе.
Рисунок 1 - Общий вид системы
Рисунок 2 - Средства защиты от несанкционированного доступа к системе
Программное обеспечение
Программное обеспечение системы (комплекс измерительно-управляющий и противо-аварийной автоматической защиты модернизированный DeltaV, автоматизированное рабочее место оператора системы на базе персонального компьютера, далее - ПО) обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
NC_WELL_TEST_01 |
NC_WELL_TEST_02 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
10.3.1 |
10.3.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
378D25C7 |
AAB9D4C8 |
|
Другие идентификационные данные (если имеются) |
- | |
Защита программного обеспечения установок от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». 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
Основные технические характеристики системы приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение Характеристики |
|
Измеряемая среда |
Сырая нефть и попутный нефтяной газ в составе нефтегазоводяной смеси |
|
Диапазон измерений расхода нефтеводяной смеси, т/ч |
от 30 до 200 |
|
Верхний предел измерений расхода ПНГ, м3/ч, приведенного к стандартным условиям, не более |
120 000 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от плюс 30 до плюс 80 |
|
Давление измеряемой среды, МПа - минимальное - рабочее - максимальное |
4,0 5,0 6,0 |
|
Массовая доля воды в нефтеводяной смеси, %, не более |
50 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
от 1004 до 1012 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при 15оС, кг/м3 |
от 745 до 850 |
|
Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м3 |
От 0,6 до 0,9 |
|
Массовая доля механических примесей в нефтеводяной смеси %, не более |
0,03 |
Окончание таблицы 2 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение Характеристики |
|
Остаточное объемное содержание свободного газа в нефтеводяной смеси, %, не более |
0,25 |
|
Остаточное содержание растворенного газа в нефтеводяной смеси нефти после сепарации, м 3/м3, не более |
50 |
|
Концентрация хлористых солей в нефтеводяной смеси, мг/дм3, не более |
200 |
|
Режим работы системы |
Периодический |
Основные метрологические характеристики системы приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение Характеристики |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема сепарированного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
± 5,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сепарированной сырой нефти, % |
± 2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, % | |
|
- при содержании массовой доли воды от 0 % до 25 % |
± 3,0 |
|
- при содержании массовой доли воды от 25 % до 35 % |
± 3,5 |
|
- при содержании массовой доли воды от 35 % до 45 % |
± 4,0 |
|
- при содержании массовой доли воды от 45 % до 50 % |
± 5,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти с учетом уноса жидкости в газовую линию, % | |
|
- при содержании массовой доли воды от 0 % до 35 % |
± 6,5 |
|
- при содержании массовой доли воды от 35 % до 50 % |
± 7,5 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
- Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво, 1 шт., заводской № 00010-1;
- Инструкция «RUSA-ENO-WC-OP-622.01»;
- МП 0218-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений на базе сепаратора
WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 0218-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26.03.2015 г.
Основные средства поверки:
- Государственный Первичный Эталон единицы массового расхода жидкости ГЭТ 63-2011, диапазон воспроизведения единицы массового расхода жидкости от 2,5 до 500 т/ч, расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k=2) 3,6^10-4.
- Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа
ГЭТ 118-2013, диапазон воспроизведения единиц объемного и массового расходов газа в диапазоне 3*10-3 - 16000 м3/ч (3,6*10-3 - 19200 кг/ч), расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k=2) воспроизведения объемного и массового расходов газа 11,0*10-4.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений c использованием тестового сепаратора» (утверждена ФГУП «ВНИИР» 28.08.14, свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/18009-14 от 28.08.2014 г., номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР. 1.29.2015.19526).
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Смотрите также
