|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "Татинтек", г.Альметьевск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 1 год |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 003 |
| 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 измерительно-вычиcлительного «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).
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
| Регистрацион-
ный 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 83F1Н-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 83F1Н-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%. |
Продолжение таблицы 1
| Регистрацион-
ный номер | Наименование | Назначение | Место
расположения | Технические
характеристики | | 24604-12 | Влагомер сырой нефти BCН-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% |
Продолжение таблицы 1
| Регистрацион-
ный номер | Наименование | Назначение | Место
расположения | Технические
характеристики | | 24849-10 | Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19 | Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема нефтяного газа | Входит всостав 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, измерительн. 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 |
Окончание таблицы 1
| Регистрацион-
ный номер | Наименование | Назначение | Место расположения | Технические характеристики | | 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.жидкокри-
сталлический 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 | ППК «ЗОДИАК»
(основной) | ППК «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 | 9D99EEEA2F35F971F4010545EBD3D302C54C75B5B6A343B0D5F8E6F2D00E0DD09B38768A5199C9942414D557F15682F9269D3BCD6F07841A21FA538CAAE132BC | 9D99EEEA2F35F971F4010545EBD3D302C54C75B5B6A343B0D5F8E6F2D00E0DD09B38768A5199C9942414D557F15682F9269D3BCD6F07841A21FA538CAAE132BC | 7АЕ3А094 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии сР 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.
|
| Метрологические и 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
- максимальная | 0,9
43,5 | | Плотность попутного нефтяного газа при температуре измеряемой среды +20 °С и избыточном давлении равном нулю, кг/м3 | 1,31 |
Окончание таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение | | 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, ºС | от +5 до +50 | | Объемная доля воды, %
- минимальная
- максимальная | 50
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.
от св. 70 до 95% включ.
от св. 95 до 98% | ±6,0
±15,0
±30,0 | | Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %: | ±5,0 | | Напряжение переменного тока, В
трехфазное
двухфазное |
380
220 | | Частота, Гц | 50 | | Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха, %
- атмосферное давление, кПа | от -47 до +50
86
от 80 до 120 |
|
| 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:
- Государственный первичный эталон единицы массового и объемного расхода жидкости ГЭТ 63-2013 по ГОСТ 8.142-2013;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержания 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.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе измерительной блочно-модульной СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
Техническая документация ООО «Татинтек»
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек» (ООО «Татинтек»)
ИНН 1644055843
423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4
Тел.: +7 (8553) 314797, факс(8553) 314709
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: Россия, РТ, 420088, г. Казань, ул. 2-ая Азинская д. 7а
Телефон: (843) 272-70-62, факс (843) 272-00-32; Е-mail: office@vniir.org
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
| |
