Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 65323-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Татинтек", г.Альметьевск |
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65323-16 |
| Наименование | Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 002 |
Производитель / Заявитель
ООО "Татинтек", г.Альметьевск
Поверка
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 65323-16: Описание типа СИ | Скачать | 225.3 КБ | |
| 65323-16: Методика поверки МП 04-03-02-2015 | Скачать | 642.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Описание
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 002) 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 измерительно-вычислительного «ЗОДИАК» 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, одна - 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 регистрационные номера средств измерений СИБМ представлены в таблице 1.
Таблица 1
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
15201-11 |
Расходомер массовый Promass 40E50-2430/0 40E50- AD6SACB1A4BA+Z1 |
прямое измерения массового расхода нефтяного газа |
Система измерения качества попутного нефтяного газа |
DN40, PN4,0 МПа. Qmn=2,2 т/ч Qmax=22,5 т/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 |
DN100, PN4,0 МПа. Qmin=6,0 т/ч Qmax=90,0 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 |
DN100, PN4,0 МПа. Qmin=6,0 т/ч Qmax=90,0 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
24604-12 |
Влагомер сырой нефти BCH-2 |
измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой неф ти |
Линия качества БИК |
DN100, PN4,0 МПа Диапазон измерения влагосодержания от 0 до 100 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности: ±1,0 (при содержании воды от 50 до 70%; ±1,5 % (при содержании воды от 70 до 100% |
|
41560-09 |
Преобразователь давления Cerabar М PMP 41-GE24SBJ11111 |
Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа |
Сепаратор НГС, измерительная линия нефти №1,2, СИКГ. |
Диапазон измерений -от 0 до 4 МПа, пределы основной приведенной погрешности не более ±0,2%, выходной сигнал - от 4 до 20 mA 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 от 0 до 300 кПа, пределы допускаемой основной погрешно-сти не более ±0,2%, выходной сигнал от 4 до 20 mA SIL HART, взрывозащита - ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
|
37416-08 |
Комплекс измерительновычислительный «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% |
|
Регистрационный номер |
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% |
|
26803-11 |
Манометр МПТИ-У2 -0...4 МПа - 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 4 МПа, класс точности 0,6, присоединением к процессу - наружная резьба М20х1,5, радиальный, диаметр корпуса 160 мм, температура окружающей среды от - 50 до +60 °C, IP53 |
|
29935-05 |
Т ермопреобразователь универсальный ТПУ 0304 Exd/M1 |
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 от -50 до +200 °С; выходной сигнал от 4 до 20 мА |
Окончание таблицы 1
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
26239-06 |
Датчик температуры Е-Н 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 -от 50 до +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 +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 программного обеспечения 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).
Метрологически значимые функции системы ПО реализует в комплексе измерительновычислительном «ЗОДИАК», в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».
И дентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Наименование ПО |
ППК «ЗОДИАК» (основной) |
ППК «ЗОДИАК» (резервный) |
ТЭКОН-19 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ZychSIBM_427_crr.efk |
ZychSIBM_427_crr.efk |
Т19-05М |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11022.110.0 |
11022.110.0 |
76.03 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
9D99EEEA2F3 5F971F40 10545EBD3D302C54C75 B5B6A343B0D5F8E6F2 D00E0DD09B38768A519 9C9942414D557F15682F 9269D3BCD6F07841A21 FA538CAAE132BC |
9D99EEEA2F3 5F971F40 10545EBD3D302C54C75 B5B6A343B0D5F8E6F2D 00E0DD09B38768A5199 C9942414D557F15682F9 269D3BCD6F07841A21F A538CAAE132BC |
7АЕ3А094 |
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
приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий БИЛ, шт. |
1 рабочая, 1 контрольная |
|
Количество измерительных линий ГИЛ, шт. |
1 рабочая |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 5 до 50 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт), не более |
180 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 1005 до 1166 |
|
Газовый фактор при температуре измеряемой среды +20 °С и избыточном давлении равном нулю, м3/т - минимальная - максимальная |
0,9 43,5 |
|
Плотность попутного нефтяного газа при температуре измеряемой среды 20 °С и избыточном давлении равном нулю, кг/м3 |
1,31 |
|
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 |
Окончание таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Объемная доля воды, % - минимальная - максимальная |
50 95 |
|
Давление насыщения сырой 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, % |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто сырой нефти, %: при содержании воды в сырой нефти, 0 до 70% включ. св. 70 до 95% включ. св. 95 до 98% |
±6,0 ±15,0 ±30,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %: |
±5,0 |
|
Параметры электрического питания: Напряжение переменного тока, 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 от 80 до 120 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, которая крепится снаружи блока технологического и в центре титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» (заводской № 002) - 1 шт.
Руководство по эксплуатации - 1 экз.
Методика поверки МП 04-03-02-2015 - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 04-03-02-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.12.2015 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный эталон единицы массового и объемного расхода жидкости ГЭТ 63-2013 по ГОСТ 8.142-2013;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011 по ГОСТ 8.614-2013;
- установка поверочная «ВЗЛЕТ ПУ», диапазон значений среднего массового расхода жидкости от 0 до 5000 м3/ч, пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении среднего объемного (массового) расхода (объема, массы) ±0,05% (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 47543-11) по ГОСТ 8.145-75, ГОСТ 8.374-80, ГОСТ 8.470-82.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в свидетельстве о поверке в виде оттиска поверительного клейма.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с использованием системы измерительной блочно-модульной Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации № 0001.310069-2012/12-15.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
Техническая документация ООО «Татинтек».
Смотрите также
