Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть", 61321-15

Назначение

Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть" предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть»

Описание

СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 006) 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 «ОКТОПУС-Л» 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, другая - 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).

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.

Таблица 1

Номер

госреестра

Место расположения

Влагомер сырой нефти ВСН-2

измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти

Линия качества БИК

DN200, PN4,0 МПа Диапазон измерения влагосодержания

0...100%.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности:

24604-12

± 0,5 (при содержании воды 0..50%);

± 1,0% (при содержании воды 50.100%)._

Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP 71-5AA1S211NAAA

41560-09

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 - 4-20mA SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb

Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75-5AA7H212CAA

Измерение перепада давления

Фильтры Ф101, Ф102

Диапазон измерений

-    (0.16) МПа, предельно допускаемое статическое давление

-    30 МПа, пределы допускаемой основной погрешности -не более ±0,25, выходной сигнал - 4-20mA SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb

41560-09

Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л»

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%

Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19

24849-10

Номер

госреестра

Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема нефтяного газа

Место расположения

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%

Манометр МПТИ -

53902-13

0.. .10 кгс/см2 - 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 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°C до плюс 60°C, IP53

Термопреобразователь универсальный ТПУ 0304

50519-12

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 -50°С ...+200 °С; выходной сигнал 4...20 мА

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 программы 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) "ОКТОПУС-Л», автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора «RATE АРМ оператора УУН», в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

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

Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.

Знак утверждения типа

наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (заводской № 006) - 1 шт.

Руководство по эксплуатации - 1 экз.

Методика поверки    - 1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 61321-15 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная блочномодульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть". Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 30.12.2014 г.

Основные средства поверки:

-    Государственный первичный эталон единицы массового и объемного расхода жидкости ГЭТ 63-2013 диапазон измерения от 2,5 до 500 т/ч; Ua=810-5; Ub=1.610-4; Uc=1.7910-4; Up=3.610-4 при Р=0,95;

-    Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-ния нефти и нефтепродуктов- ГЭТ 87-2011, диапазон значений влагосодержания смеси нефть-вода, в котором воспроизводится единица объемного влагосодержания 0,01 -=-99,9 % объемной доли воды;

-    установка поверочная «ВЗЛЕТ ПУ», диапазон значений среднего массового расхода жидкости 0-5000 м /ч, пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении среднего объемного (массового) расхода (объема, массы) ±0,05% (номер в госреестре 4754311);

-    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, частотой от 0 до 10 кГц и погрешностью не более ± 0,01%.

Сведения о методах измерений

ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерительной блочномодульной для Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/3809-14.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерительной блочно-модульной СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть"

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

2    Техническая документация ООО «Татинтек»