Назначение
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево - Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (далее - СИБМ) предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть».
Описание
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 001) и спроектирован 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 использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью расходомеров-счетчиков массовых. 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, массовой доли воды, определенных в отобранных из измерительных линий пробах в аккредитованной аналитической лаборатории. Определение объема отсепарированного попутного свободного нефтяного газа выполняют косвенным методом динамических измерений по результатам измерения массового расхода газа и результатов измерения плотности газа в аналитической лаборатории. Вычисление массы нетто сырой нефти и объема попутного свободного газа выполняется комплексом изме-рительно-вычилительным «ЗОДИАК».
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, другая - резервная.
Конструктивно СИБМ спроектирован в виде блок-бокса и отдельно смонтированной рамы уличного исполнения с размещенными на ней нефтегазовым сепаратором и двумя фильтрами (см. рисунок 1). 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 номера госреестра средств измерений СИБМ представлены в таблице 1. Т а б л и ц а 1
| Номер гос-реестра | Наименование | Назначение | Место расположения | Технические характеристики |
| 15201-11 | Расходомер массовый Promass 40E50-2430/0 40E50- AD6SACB1A4BA+Z1 | Прямое измерение массового расхода нефтяного газа | Система измерения количества попутного нефтяного газа | DN 80, PN 40 Qmin=3,1 нм3/ч Qmax=45,0 нм3/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 | DN 150, PN 40 Qmin= 30 т/ч Qmax= 185 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,25 %. |
| Номер госреестра | Наименование | Назначение | Место расположения | Технические характеристики |
| 15201-11 | Расходомер массовый Promass 83F1F-5A30/0 83F1F- AD6SAA41AEAA+Z 1 | прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти | Измерительная линия нефти №2 | DN 150, PN 40 Qmin=30 т/ч Qmax=185 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,20 %. |
| 24604-12 | Влагомер нефти полнопоточный ВСН-2ПП-100 | измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти | Линия качества БИК | DN 150, PN 40 Диапазон измерения влагосодержа-ния от 0 до 100 %. Предел допускаемой абсолютной погрешности: - 1,0 % (при содержании воды до 70 %); - 1,5 % (при содержании воды от 70 до 100 %). |
| 41560-09 | Преобразователь давления Cerabar S PMP 71-5AA1S211NAAA | Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа | Сепаратор НГС, измерительная линия нефти №1,2, СИКГ. | Диапазон измерений - (0 - 4) МПа, предел допускаемой основной погрешности не более ±0,075 %, выходной сигнал - (4-20) мА 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 - (0-300) кПа, предел допускаемой основной погрешности - не более ± 0,5 %, выходной сигнал - (4-20) мА SIL HART, взрывозащита - ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
| 37416-08 | ИВК «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 % |
Окончание таблицы 1
| Номер гос-реестра | Наименование | Назначение | Место расположения | Технические характеристики |
| 53902-13 | Манометр МПТИ | 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 10 кгс/см2, класс точности 0,6, присоединением к процессу - наружная резьба М20х1,5, радиальный, диаметр корпуса 160 мм, температура окружающей среды от минус 50 до плюс 60 °C, IP53. |
| 50519-12 | Т ермопреобразователь универсальный с термозондом ТПУ 0304 | Измерение температуры воздуха | БТ, БА | Вид взрывозащиты -1ExdIICT5; предел допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25 %; диапазон преобразуемых температур от минус 50 до плюс 200 °С; выходной сигнал (4-20) мА |
| 42890-09 | Датчик температуры Omnigrad S TR63 | Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа | Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти | Вид взрывозащиты -ATEX II 2 GD Ex d IIC; класс АА; НСХ: Pt100; предел допускаемой основной приведенной погрешности ±0,15%; диапазон преобразуемых температур от плюс 50 до плюс 250 °С |
| 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 плюс 55 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С, цена деления - 0,1 °С, длина термометра 530 мм, диаметр 11 мм |
СИБМ обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы сырой нефти, массового расхода нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочем диапазоне расхода;
- 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 в сырой нефти;
- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего расходомера массового по резервно- контрольному расходомеру;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранения результатов измерений, формирование отчетов;
- вывод на печать отчетных документов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИБМ - автономное. ПО обеспечивает реализацию функций системы: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет массового расхода нефти по измеренным данным, 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).
СИБМ имеет ПО, реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) «ЗОДИАК» (свидетельство об аттестации алгоритма и ПО средства измерений № 93014-08, выданное ФГУП «ВНИИР»).
И дентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Другие идентификационные данные (если имеются) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Азево - Салауш-ское мр.с'Пх | 11022.110.0 | 7AC29772265584C592 C516CAA3FAAB7FF2 C474CC198F36084D8 29F072417557B1FF38 9A2AE7DC0E02150F7 D1BC4628C618FA1F9 C5473C8089D588180 ACEE9597 | _ | Whirlpool |
Уровень защиты программного обеспечения установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «С». 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
Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.
Т а б л и ц а 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 1 рабочая, 1 резервноконтрольная |
| Количество измерительных газовых линий, шт. | 1 рабочая |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 30 до 185 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт), не более | 180 |
| Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти, кг/м3 | от 860 до 980 |
| Диапазон плотности сырой нефти при 20 0С, кг/м3 | от 880 до 1150 |
| Плотность пластовой воды при 200С, кг/м3 | от 1050 до 1180 |
| Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м3 - минимальная - максимальная | 1,25 1,52 |
| 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 |
| Объемная доля воды, % - минимальная - максимальная | 50 95 |
| Давление насыщения 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, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нефти, %: при содержании воды от 50 до 70% от 70 до 85% от 85 до 95% | ± 6,0 ± 15,0 ± 45,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %: | ± 5,0 |
| Напряжение питания, В трехфазное двухфазное | 380 220 |
| Частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации системы: |
| - температура окружающего воздуха, °С | от минус 47 до плюс 50 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | 86 |
| - атмосферное давление, кПа | 101,3 |
Знак утверждения типа
наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (заводской № 001) - 1 шт.
Руководство по эксплуатации - 1 экз.
Методика поверки - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0145-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 23.12.2013 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная «ВЛЕТ ПУ» (госреестр № 47543-11), диапазон значений среднего массового расхода жидкости, в котором воспроизводится единица, составляет от 0 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности измерения массы весами для статического взвешивания составляет ± 0,05%;
- миллиамперметр постоянного тока для измерения в диапазонах от 0 (4) до 20 мА с погрешностью не более ±0,05%;
- электронный счётчик импульсов амплитудой до 50 В и частотой от 0 до 10 кГц.
Сведения о методах измерений
Инструкция. «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с использованием системы измерительной бллочно-модульной для Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть», свидетельство об аттестации методики измерений №0001.310069-2012/2-13.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 ЭТП 191.125.00.00.00-РЭ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть». Руководство по эксплуатации.
Рекомендации к применению
осуществление торговли.
