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
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Температура рабочей среды, °С | от +5 до +60 |
| Температура окружающей среды, °С | от -40 до +60 |
| Рабочий диапазон давления, МПа | от 0,1 до 4,0 |
| Вязкость, сСт | от 0,5 до 300 |
| Массовая доля воды, % | от 0 до 100 |
| Диапазон измерения массового расхода нефти сырой, т/ч | от 0,3 до 8 |
| Диапазон измерения массового расхода нефтяного газа, при нормальных ус- | от 5 до 100 |
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
| Наименование | Кол. (шт.) |
| Система измерений многофазного потока «СИМП» | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 1 |
| Методика поверки | 1 |
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.
