![Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть""){kind=logo}
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть"
- ООО "Татинтек", г.Альметьевск
-
Скачать
66023-16: Описание типа СИСкачать209.9 Кб
Назначение
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского 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 Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Описание
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 003) 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 измерительновычислительного «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).
Перечень, назначение, краткие основные технические (в том числе метрологические) характеристики и номера госреестра средств измерений СИБМ представлены в таблице 1.
Таблица 1
| Регистрационный номер | Наименование | Назначение | Место расположения | Технические характеристики |
| 15201-11 | Расходомер массовый Promass 40Е40-2513/0 40E40- AD6SACB1A4BA+ | прямое измерения массового расхода нефтяного газа | Система измерения качества попутного нефтяного газа | DN40, PN4,0 МПа. Qmin=2,2 т/ч Qmax=22,5 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,5% |
| 15201-11 | Расходомер массовый Promass 83Fm-7DU0/0 83F1H- AD6SAAC1AEAA+ | прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти | Измерительная линия нефти №1 | DN100, PN4,0 МПа. Qmin= 15 т/ч Qmax=200 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
| 15201-11 | Расходомер массовый Promass 83Fm-7DU0/0 83F1H- AD6SAAC1AEAA+ | прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти | Измерительная линия нефти №2 | DN100, PN4,0 МПа. Qmin= 15 т/ч Qmax=200 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
| 24604-12 | Влагомер сырой нефти ВСН-2 | измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти | 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 измерительный 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, пределы основной приведенной погрешности не более ±0,25%, выходной сигнал от 4 до 20 мA SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
| 41560-09 | Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75-5AA7H212CAA | Измерение перепада давления | Фильтры Ф101, Ф102 | Диапазон измерений -от 0 до 300 кПа, пределы допускаемой основной погрешности - не более ±0,2, выходной сигнал от 4 до 20 мA SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
| 37416-08 | Комплекс измерительно-вычислительный «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% |
| 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 | Термопреобразователь 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 |
| 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 +120 °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).
ПО реализует функции системы в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) "ЗОДИАК» и в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | ||
| Наименование ПО | Ш1К «ЗОДИАК» (основной) | Ш1К «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 B5B6A343B0D5F8E6F2D 00E0DD09B38768A5199 C9942414D557F15682F9 269D3BCD6F07841A21F A538CAAE132BC | 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 10 до 80 |
| 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 | 0,9 |
| - максимальная | 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 | 0,2 |
| - при проведении поверки и контроля метрологических характеристик | 0,4 |
| Давление измеряемой среды, МПа, не более | 4,0 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +5 до +50 |
| Объемная доля воды, % - минимальная | 50 |
| - максимальная | 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, от 0 до 70% включ. | ±6,0 |
| от св. 70 до 95% включ. | ±15,0 |
| от св. 95 до 98% | ±30,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %: | ±5,0 |
| Напряжение переменного тока, В трехфазное | 380 |
| двухфазное | 220 |
| Частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С | от -47 до +50 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | 86 |
| - атмосферное давление, кПа | 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 Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» (заводской № 003) - 1 шт.
Руководство по эксплуатации - 1 экз.
Методика поверки - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 04-03-01-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.12.2015г.
Основные средства поверки:
- Г осударственный 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 для Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации № 0001.310069-2012/13-15.
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»