Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная"
| Номер в ГРСИ РФ: | 70274-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (далее -система) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе пластовой воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа сепарационным методом.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70274-18 |
| Наименование | Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 19.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 70274-18: Описание типа СИ | Скачать | 79.1 КБ | |
| 70274-18: Методика поверки МП 0642-9-2017 | Скачать | 2.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (далее -система) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе пластовой воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа сепарационным методом.
Описание
Система является средством измерений единичного экземпляра.
Принцип действия системы заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на скважинную жидкость (сырую нефть), пластовую воду и попутный нефтяной газ в сепарационной емкости и последующем измерении расхода попутного нефтяного газа, расхода пластовой воды и расхода сырой нефти. Отделенная в сепараторе частично обезвоженная и частично дегазированная сырая нефть поступает в измерительную линию сырой нефти, отделенная пластовая воды с остаточным содержанием сырой нефти поступает в измерительную линию пластовой воды, отделенный попутный нефтяной газ поступает в измерительную линию попутного нефтяного газа.
Массовый расход и масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion (модификации CMF 300).
Массовый расход и масса отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомеров массового Micro Motion (модификации CMF 300).
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика газа КТМ600РУС. Приведение измеренного объема попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе обработки информации (СОИ) системы.
Остаточное содержание воды в сырой нефти измеряется:
а) в химико-аналитической лаборатории по отобранном пробам, и соответствующие значения вводятся в СОИ системы в качестве условно-постоянных величин;
б) косвенным методом динамических измерений на основе измеренных с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion значений плотности сырой нефти в рабочих условиях;
в) прямым методом динамических измерений с применением влагомера поточного ВСН-АТ (модификации ВСН-АТ.100.040.ПТ-010)
Количество остаточного растворенного газа в сырой нефти определяется по аттестованной методике измерений с применением статистических и экспериментальных данных и вводятся в СОИ в качестве условно-постоянных величин или зависимостей.
Содержание массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей измеряются в химико-аналитической лаборатории по отобранным пробам измеряемой среды и вводится в СОИ в качестве условно-постоянных величин.
Массовый расход и масса нетто сырой нефти измеряется косвенным методом динамических измерений на основе измеренных значений массового расхода и массы сырой нефти, содержания воды в сырой нефти и остаточного содержания сырой нефти в отделенной пластовой воде, а так же содержания растворенного в сырой нефти газа и содержания хлористых солей и механических примесей в измеряемой среде.
Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением преобразователей давления 3051.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением преобразователей измерительных 644 с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065.
СО И системы реализована на основе системы управления модульной B&R X20 с резервным процессором, вычислителя расхода газа УВП-280А.01 и автоматизированного рабочего места оператора.
Пломбирование системы не предусмотрено.
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО____________________________________________
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АСУДС.00.001 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
l.xxxxxx* |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
yyyy**.1C87 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
|
Примечание: хххххх - номер подверсии из шести десятичных цифр - идентификатор для поиска исходных текстов сборки в автоматизированной системе контроля версий Subversion, используемой производителем, может быть любым; УУУУ — служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым. | |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Характеристика |
Значение |
|
ИЛ сырой нефти | |
|
Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПа |
от 0,7 до 1,1 |
|
Диапазон расхода сырой нефти, т/ч |
от 8,2 до 136,0 |
|
ИЛ пластовой воды | |
|
Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПа |
от 0,7 до 1,1 |
|
Диапазон расхода пластовой воды, т/ч |
от 6,8 до 136,0 |
|
ИЛ свободного попутного нефтяного газа (Г |
НГ) |
|
Диапазон абсолютного давления на входе в ИЛ, МПа |
от 0,8 до 1,2 |
|
Диапазон объемного расхода свободного ПНГ в стандартных условиях, м3/ч |
от 1100 до 20000 |
Продолжение таблицы 2
|
Пределы допускаемой относительной погрешности п |
ри измерении |
|
Массового расхода и массы сырой нефти, % |
±2,5 |
|
Массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % | |
|
- при содержании объемной доли воды от 0 до 70 % включ. |
±6,0 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 95 % |
±15,0 |
|
- при содержании объемной доли воды св. 95 % |
Не нормируется |
|
Объемного расхода и объема ПНГ, приведенного к стандартным условиям, % |
±5,0 |
|
Массы нетто нефти: не нормируется, определяется в соответствии с Методикой измерений для каждого измерения | |
|
Массы воды , % | |
|
- при содержании объемной доли воды от 0 до 70 % включ. |
±5,0 % |
|
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 95 % |
±3,0 % |
|
- при содержании объемной доли воды св. 95 % |
±2,5 % |
Таблица 2а - Основные технические характеристики системы
|
Наименование показателя |
Значение |
|
Температура измеряемой среды, °С - минимальная - максимальная |
+38 +60 |
|
Диапазон плотности сырой нефти при +20 °С, кг/м3 |
от 900 до 964 |
|
Вязкость кинематическая сырой нефти при +20 °С, сСт |
не более 40 |
|
Диапазон содержания массовой доли воды в сырой нефти*, % |
от 0,01 до 5,00 |
|
Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 |
от 1020 до 1050 |
|
Вязкость кинематическая пластовой воды, сСт |
не более 1,0 |
|
* Содержание массовой доли воды в сырой нефти в ИЛ сырой нефти, т.е., в жидкости прошедшей трехкомпонентную сепарацию в сепарационной емкости. | |
Таблица 3 - Параметры электропитания системы.
|
Наименование показателя |
Значение |
|
Род тока |
Переменный |
|
Напряжение, В |
240+6% ^^и-10% |
|
Частота тока, Гц |
50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ А, не более |
3,45 |
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта системы, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» |
- |
1 шт. |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) 1) |
- |
Согласно паспорту |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» Паспорт |
ОИ 340.00.00.00.000 ПС | |
|
Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» Руководство по эксплуатации |
ОИ 340.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0642-9-2017 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0642-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная». Методика поверки», утвержденному «ФГУП ВНИИР» 20.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны по ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»;
- рабочие эталоны по ГОСТ Р 8.618-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»;
- рабочие эталоны по ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».
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. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением автоматизированной системы учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/12909-17 от «18» августа 2017).
Нормативные документы
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15 марта 2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
ОИ 340.00.00.00.000. Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная». Технический проект
Смотрите также
