Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная"
|
Номер по Госреестру
|
70274-18 |
|
Модель
|
РОССИЯ |
|
Страна-производитель
|
зав.№ 01 |
|
Межповерочный интервал / Периодичность поверки
|
4 года |
|
Зарегистрировано поверок
|
3 |
|
Найдено поверителей
|
2 |
|
Успешных поверок (СИ пригодно)
|
3(100%) |
|
Неуспешных поверок (СИ непригодно)
|
0(0%) |
|
Актуальность информации
|
16.02.2025 |
Назначение
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.
Описание
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.
СО И 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.
Программное обеспечение
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 | l.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; УУУУ — 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»
Технические характеристики
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 |
Продолжение таблицы 2
Пределы допускаемой относительной погрешности п | ри измерении |
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% ^^и-10% |
Частота тока, Гц | 50±1 |
Потребляемая мощность, кВ А, не более | 3,45 |
Знак утверждения типа
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.
Комплектность
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 |
Продолжение таблицы 4
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. |
Поверка
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.
Сведения о методах измерений
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).
Нормативные документы
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
Чтобы приобрести понравившийся товар, необходимо его заказать. Есть несколько сценариев того, как это можно сделать.
- Выбрать понравившийся товар и нажать кнопку «Заказать». При оформлении заказа заполнить форму. Вписать информацию в поля: ФИО, телефон и e-mail. Затем вам перезвонит менеджер, чтобы подтвердить ваше согласие на совершение покупки.
- Выбрать понравившийся товар и нажать кнопку «В корзину». Затем перейти в корзину и нажать «Оформить заказ». Далее заполнить форму с контактными данными и отправить заявку. С вами свяжется менеджер для дальнейшего обсуждения.
- Перейти в карточку товара и нажать «Купить в один клик». После нажатия нужно заполнить форму и отправить заявку. С вами свяжется менеджер для дальнейшего обсуждения.
Мы работаем с физическими и юридическими лицами. И предоставляем сразу два варианта оплаты.
- Наличные. Вы подписываете товаросопроводительные документы, расплачиваетесь денежными средствами, получаете товар и чек.
- Безналичный расчет. Принимаем карты Visa и MasterCard. Доступен при курьерской доставке.
Ваш заказ можем доставить собственными ресурсами, при условии вашего нахождения в городе. Либо через 4 варианта доставки:
- Курьерская доставка. Курьерская доставка работает с 9:00 до 19:00. Когда товар поступит на склад, курьерская служба свяжется для уточнения деталей. Специалист предложит выбрать удобное время доставки и уточнит адрес.
- Самовывоз из магазина. Для получения заказа обратитесь к сотруднику в кассовой зоне и назовите номер.
- Сотрудничаем с постаматами. Срок хранения — 3 дня.
- Предоставляем почтовую доставку через почту России. Когда заказ придет в отделение, на ваш адрес придет извещение о посылке. Вскрывать коробку самостоятельно вы можете только после оплаты заказа.