Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
Найдено поверителей 1

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

Ж

«Мал

КАРТЫ ■хода по (

аа toftnA я •«*>•

ATTENTION!

CARD READER SYSTEM IS RUNNINC

USE YOUR ACCESS CARD Do not allow any Individual to "oloovbaev Into facility

If VM Raw* MV IIMIIBI wl» reur kcmi cam »■■■«.■ SCCURrTV CONTROl CtNItH (XI 9386

ВНИМАНИЕ!

СИСТЕМА КАРТ ДОСТУПА АКТИВИРОВАНА |©ЛСАЛУЙ<*ТА, ИСПОЛЬЗУЙТЕ СВОИ

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

N C_WELL_TE S T_01

N C_WELL_TE S T_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

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 /м , 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-EN0-WC-0P-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 с 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 и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво

1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

Развернуть полное описание