| Номер в госреестре | 66652-17 |
| Наименование СИ | Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво |
| Изготовитель | "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора месторождения NC-MBD62210 Северное Чайво. (далее - система) предназначена для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе нетто сырой нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством трехфазной сепарации нефтегазоводяной смеси на нефть, пластовую воду и попутный нефтяной газ, и последующего измерения расхода и параметров сепарированных сред.
Система является средством измерений единичного экземпляра.
Принцип действия узла заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на скважинную жидкость (сырую нефть), пластовую воду и попутный нефтяной газ в сепарационной емкости и последующем измерении расхода попутного нефтяного газа, расхода пластовой воды и расхода сырой нефти. Отделенная в сепараторе частично обезвоженная и частично дегазированная сырая нефть поступает в измерительную линию сырой нефти, отделенная пластовая воды с остаточным содержанием сырой нефти поступает в измерительную линию пластовой воды, отделенный попутный нефтяной газ с унесенной им сырой нефтью поступает в измерительную линию попутного нефтяного газа.
Массовый расход и масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (модификации CMF 350М), рабочий и контрольный.
Массовый расход и масса отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомерав массового Micro Motion (модификации CMF 300М).
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением ультразвукового расходомера Daniel модели 3414. Приведение измеренного объема попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму AGA-8 (ГОСТ Р 8.662-2009/ИСО 20765-1:2005 «ГСИ. Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы. Методы расчетного определения для целей транспортирования и распределения на основе фундаментального уравнения состояния AGA8.»), реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) узла.
Остаточное содержание воды в сырой нефти и остаточное содержание сырой нефти в отделенной пластовой воде измеряются в химико-аналитической лаборатории по отобранном пробам, и соответствующие значения вводятся в СОИ узла в качестве условно-постоянных величин.
Для целей индикации содержания воды в сырой нефти применяется влагомер поточный L фирмы “Phase Dynamics Inc”. Для целей индикации остаточного содержания сырой нефти в отделенной пластовой воде применяется влагомер поточный F фирмы “Phase Dynamics Inc”.
Количество остаточного растворенного газа в сырой нефти и количество сырой нефти, уносимой сепарируемым попутным нефтяным газом, определяются в аккредитованной лаборатории путем проведения термодинамических исследований измеряемой среды и вводятся в СОИ в качестве условно-постоянных величин.
Содержание массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей измеряются в химико-аналитической лаборатории по отобранным пробам измеряемой среды и вводится в СОИ в качестве условно-постоянных величин.
Массовый расход и масса нетто сырой нефти измеряются косвенным методом динамических измерений на основе измеренных значений массового расход и массы сырой нефти, содержания воды в сырой нефти и остаточного содержания сырой нефти в отделенной пластовой воде, а так же содержания растворенного в сырой нефти газа, количества унесенной попутным нефтяным газом нефти и содержания хлористых солей и механических примесей.
Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением преобразователей давления 3051S.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением преобразователей измерительных 3144 с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0078.
СОИ узла реализована на основе комплекса DanPack, имеющего в своем составе систему измерительно-управляющую и противоаварийной автоматической защиты Delta V и четыре контроллера измерительных FloBoss S600+ (один для измерительной линии сырой нефти, один для измерительной линии отделенной пластовой воды, один для измерительной линии попутного нефтяного газа, один - резервный).
Пломбирование узла не предусмотрено.
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Delta V | FloBoss S600+ | |
| Идентификационное наименование ПО | Delta V | FloBoss S600+ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 0001-0004-3436 | App sw 06.23/23 161014 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Не применяется | Не применяется |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | Не применяется | Не применяется |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы.
| Наименование характеристики | Значение характеристики | |
| Измеряемая среда | Нефть, попутный газ, пластовая вода | |
| Диапазон измерений расхода измеряемых ср3 ед - попутного газа в стандартных условиях, м /ч - нефти, т/ч - пластовой воды, т/ч | от 7079 до 144534 от 6,372 до 110,340 от 0,569 до 66,730 | |
| Основная относительная погрешность измерений узла, % | ||
| - при измерении массы сырой нефти | ±2,5 | |
| - при измерении объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям | ±5,0 | |
| - при измерении массы нетто сырой нефти | Не нормируется | |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть, попутный газ, пластовая вода |
| Диапазон температуры измеряемых сред, °С | от +18 до +85 |
| Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | от 4,0 до 6,5 |
| Диапазон плотности измеряемых сред при стандартных условиях, кг/м3: - попутный газ - нефть - вода | от 0,75 до 0,85 от 750,0 до 850,0 от 980,0 до 1050,0 |
| Диапазон содержания объемной доли воды, %, | от 0 до 100 |
| Содержание свободного газа в измерительных линия нефти и пластовой воды, % объемной доли, не более | 0,1 |
| Содержание растворенного газа в нефти, м3/м3, не более | 180 |
| Режим работы узла | Непрерывный |
| Параметры электропитания | |
| - частота переменного тока, Гц | 50±0,4 |
| - напряжение переменного тока, В | 380-15/220+15 |
| - потребляемая мощность, кВ-А, не более | 20 |
наносится иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Таблица 4 - Комплектность поставки*
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система | NC-MBD62210 | 1 шт. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | 1 шт. | |
| Руководство по эксплуатации | 15039-09-0945 | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0459-09-2016 | 1 экз. |
| *Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
осуществляется по документу МП 0459-09-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 8 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
Г осударственный первичный эталон единиц массового и объемного расходов жидкости ГЭТ 63-2013
Рабочие эталоны 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости;
Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ 118-2013;
Эталоны по ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа. Узел раздельного учета попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора месторождения Северное Чайво. Методика измерений» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/309-16 от 03 февраля 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости;
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа.
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 06.12.2024 |
