| Номер в госреестре | 70274-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная" |
| Изготовитель | ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (далее -система) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе пластовой воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа сепарационным методом.
Система является средством измерений единичного экземпляра.
Принцип действия системы 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 поступает в измерительную линию попутного нефтяного газа.
Массовый расход и масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion (модификации CMF 300).
Массовый расход и масса отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомеров массового Micro Motion (модификации CMF 300).
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика газа КТМ600РУС. Приведение измеренного объема попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе обработки информации (СОИ) системы.
Остаточное содержание воды в сырой нефти измеряется:
а) в химико-аналитической лаборатории по отобранном пробам, и соответствующие значения вводятся в СОИ системы в качестве условно-постоянных величин;
б) косвенным методом динамических измерений на основе измеренных с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion значений плотности сырой нефти в рабочих условиях;
в) прямым методом динамических измерений с применением влагомера поточного ВСН-АТ (модификации ВСН-АТ.100.040.ПТ-010)
Количество остаточного растворенного газа в сырой нефти определяется по аттестованной методике измерений с применением статистических и экспериментальных данных и вводятся в СОИ в качестве условно-постоянных величин или зависимостей.
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 измеряется косвенным методом динамических измерений на основе измеренных значений массового расхода 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 и содержания хлористых солей и механических примесей в измеряемой среде.
Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением преобразователей давления 3051.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением преобразователей измерительных 644 с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065.
СОИ системы реализована на основе системы управления модульной B&R X20 с резервным процессором, вычислителя расхода газа УВП-280А.01 и автоматизированного рабочего места оператора.
Пломбирование системы 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 |
| Идентификационное наименование ПО | АСУДС.00.001 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.xxxxxx* |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | yyyy**.1C87 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
| Примечание: хххххх - номер подверсии из шести десятичных цифр - идентификатор для поиска исходных текстов сборки в автоматизированной системе контроля версий Subversion, используемой производителем, может быть любым; ** yyyy - служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым. | |
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»
Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
| Характеристика | Значение |
| ИЛ сырой нефти | |
| Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПа | от 0,7 до 1,1 |
| Диапазон расхода сырой нефти, т/ч | от 8,2 до 136,0 |
| ИЛ пластовой воды | |
| Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПа | от 0,7 до 1,1 |
| Диапазон расхода пластовой воды, т/ч | от 6,8 до 136,0 |
| ИЛ свободного попутного нефтяного газа (Г | НГ) |
| Диапазон абсолютного давления на входе в ИЛ, МПа | от 0,8 до 1,2 |
| Диапазон объемного расхода свободного ПНГ в стандартных условиях, м3/ч | от 1100 до 20000 |
| Массового расхода и массы сырой нефти, % | ±2,5 |
| Массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % | |
| - при содержании объемной доли воды от 0 до 70 % включ. | ±6,0 |
| - при содержании объемной доли воды св. 70 до 95 % | ±15,0 |
| - при содержании объемной доли воды св. 95 % | Не нормируется |
| Объемного расхода и объема ПНГ, приведенного к стандартным условиям, % | ±5,0 |
| Массы нетто нефти: не нормируется, определяется в соответствии с Методикой измерений для каждого измерения | |
| Массы воды , % | |
| - при содержании объемной доли воды от 0 до 70 % включ. | ±5,0 % |
| - при содержании объемной доли воды св. 70 до 95 % | ±3,0 % |
| - при содержании объемной доли воды св. 95 % | ±2,5 % |
Таблица 2а - Основные технические характеристики системы
| Наименование показателя | Значение |
| Температура измеряемой среды, °С - минимальная - максимальная | +38 +60 |
| Диапазон плотности сырой нефти при +20 °С, кг/м3 | от 900 до 964 |
| Вязкость кинематическая сырой нефти при +20 °С, сСт | не более 40 |
| Диапазон содержания массовой доли воды в сырой нефти*, % | от 0,01 до 5,00 |
| Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 | от 1020 до 1050 |
| Вязкость кинематическая пластовой воды, сСт | не более 1,0 |
| * Содержание массовой доли воды в сырой нефти в ИЛ сырой нефти, т.е., в жидкости прошедшей трехкомпонентную сепарацию в сепарационной емкости. | |
Таблица 3 - Параметры электропитания системы.
| Наименование показателя | Значение |
| Род тока | Переменный |
| Напряжение, В | 240+6% -10% |
| Частота тока, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ А, не более | 3,45 |
наносится типографским или иным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта системы, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» | 1 шт. | |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) 1) | Согласно паспорту |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» Паспорт | ОИ 340.00.00.00.000 ПС | |
| Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» Руководство по эксплуатации | ОИ 340.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0642-9-2017 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0642-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная». Методика поверки», утвержденному «ФГУП ВНИИР» 20.10.2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны по ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»;
- рабочие эталоны по ГОСТ Р 8.618-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»;
- рабочие эталоны по ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».
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. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением автоматизированной системы учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/12909-17 от «18» августа 2017).
Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15 марта 2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
ОИ 340.00.00.00.000. Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная». Технический проект
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
