Untitled document

Приложение к свидетельству № 59497

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения

НГДУ "Прикамнефть"

Назначение средства измерений

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, транспорти-

руемой с Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть»

Описание средства измерений

СИБМ представляет trial 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 соответ-

ствии 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 по-

путного свободного нефтяного газа косвенным методом динамических измерений по результа-

там измерения массового расхода газа и результатам измерения плотности газа. Массу нетто сы-

рой нефти вычисляют, как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта опре-

деляют расчетным путем, используя результаты измерений массовой доли механических приме-

сей, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли воды в пробах, отобранных из

измерительных линий или по результатам измерения объемной доли воды поточным влагоме-

ром. Плотность свободного нефтяного газа и показатели качества сырой нефти измеряют в ак-

кредитованной аналитической лаборатории.

Вычисление массы нетто сырой нефти и объема попутного свободного газа выполняется

системой сбора и обработки информации, которая состоит из комплекса измерительно-

вычиcлительного «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 ра-

мы уличного исполнения с размещенными на ней нефтегазовым сепаратором и двумя фильтрами

В технологической части блока-бокса размещены входной коллектор нефти и газа, измеритель-

ные линии нефти, линия качества, газовая линия и выходной коллектор газонефтяной смеси. В

блок-боксе также размещены составные элементы блока автоматики: силовой шкаф, шкаф с вто-

ричной аппаратурой средств измерений, контроля, управления и системы сбора, обработки ин-

формации (СОИ).

Лист № 2

Всего листов 8

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.

Наименование

Назначение

15201-11

Расходомер массовый

Promass 83F50-U4N0/0

прямое измере-

ния массового

расхода нефтя-

ного газа

Система изме-

рения качества

попутного

нефтяного газа

15201-11

Расходомер массовый

Promass 83F1F-5A30/0

83F1F-

AD6SAA41AEAA+Z1

прямое измере-

ния массы (мас-

сового расхода)

брутто и плот-

ности сырой

нефти

Измерительная

линия нефти

№1

DN150, PN4,0 МПа.

min

=30т/ч

max

=250 т/ч

Пределы допускае-

мой относительной

погрешности в диапа-

зоне расхода ±0,05%.

15201-11

Расходомер массовый

Promass 83F1F-5A30/0

83F1F-

AD6SAA41AEAA+Z1

прямое измере-

ния массы (мас-

сового расхода)

брутто и плот-

ности сырой

нефти

Измерительная

линия нефти

№2

Таблица 1

Номер

госреестра

Место распо-

ложения

Технические характе-

ристики

DN50, PN4,0 МПа.

min

=0,9 нм

/ч

max

=43,5 нм

/ч

Пределы допускае-

мой относительной

погрешности в диапа-

зоне расхода

0,5%

DN150, PN4,0 МПа.

min

=30т/ч

max

=250 т/ч

Пределы допускае-

мой относительной

погрешности в диапа-

зоне расхода ±0,05%.

Лист № 3

Всего листов 8

Назначение

измерение объ-

емной доли воды

в нефти для вы-

числения массы

(массового рас-

хода) нетто сы-

рой нефти

Линия качест-

ва БИК

41560-09

Преобразователь дав-

ления измерительный

Cerabar S PMP 71-

5AA1S211NAAA

Измерение избы-

точного давления

сырой нефти и

нефтяного газа

Сепаратор

НГС, измери-

тельная линия

нефти №1,2,

СИКГ.

41560-09

Преобразователь дав-

ления измерительный

Deltabar S PMD75-

5AA7H212CAA

Измерение пере-

пада давления

Фильтры

Ф101, Ф102

Входит в со-

став СОИ

Допускаемая относи-

тельная погрешность

преобразования элек-

трического сигнала и

вычисление объема и

массы нефти и газа

равна ± 0,05%

Продолжение таблицы 1

Номер

госреестра

Наименование

Место располо-

жения

24604-12

Влагомер сырой нефти

BCН-2

Технические характе-

ристики

DN200, PN4,0 МПа

Диапазон измерения

влагосодержания

0…100%.

Пределы допускае-

мой абсолютной по-

грешности:

± 0,5 (при содержа-

нии воды 0..50%);

± 1,0% (при содер-

жании воды

50..100%).

Диапазон измерений

– (0...4)МПа, пределы

основной приведен-

ной погрешности не

более ±0,25%, вы-

ходной сигнал – 4-

20mA SIL HART,

взрывозащита –

ATEX II 2G Ex d IIC

T6 Gb

Диапазон измерений

– (0…16) МПа, пре-

дельно допускаемое

статическое давление

– 30 МПа, пределы

допускаемой основ-

ной погрешности –

не более ±0,25, вы-

ходной сигнал – 4-

20mA SIL HART,

взрывозащита –

ATEX II 2G Ex d IIC

T6 Gb

Комплекс измеритель-

43239-09 но-вычислительный

«ОКТОПУС-Л»

Измерение элек-

трических сигна-

лов от первич-

ных преобразо-

вателей и вычис-

ление объема,

массы нефти и

газа

Лист № 4

Всего листов 8

Номер

госреестра

Наименование

Назначение

Место распо-

ложения

Технические харак-

теристики

24849-10

Преобразователь рас-

четно-измерительный

ТЭКОН-19

Измерение элек-

трических сигна-

лов от первич-

ных преобразо-

вателей и вычис-

ление объема

нефтяного газа

Входит в

состав СОИ

53902-13

Манометр МПТИ -

0…10 кгс/см

- 0,6

Измерение избы-

точного давления

сырой нефти и

нефтяного газа

коллекторы

БТ, измери-

тельная линия

газа №1, изме-

рительн. линии

нефти №1,2,

сепаратор,

фильтры

50519-12

Термопреобразователь

универсальный ТПУ

0304

Измерение тем-

пературы воздуха

БТ, БА

Продолжение таблицы 1

Пределы допускае-

мой приведенной

погрешности преоб-

разования измерен-

ных значений силы

тока в значения фи-

зических величин,

измеряемых первич-

ным ИП при норми-

рующем значении,

равном диапазону

измерения ИП,

±0,0001%;

пределы допускае-

мой относительной

погрешности расчета

расхода, объема,

массы и количества

газов и газовых сме-

сей, приведенных к

стандартным услови-

ям, ± 0,1%

Диапазон измерений

от 0 до 10 кгс/см²,

класс точности 0,6,

присоединением к

процессу – наружная

резьба М20х1,5, ра-

диальный, диаметр

корпуса 160 мм, тем-

пература окружаю-

щей среды от минус

50°C до плюс 60°C,

IP53

Вид взрывозащиты -

1ExdIICT5,

длина монтажной

части - 80 мм; абсо-

лютное значение

пределы допускае-

мой основной приве-

денной погрешности

0,25%; диапазон

преобразуемых тем-

ператур -50°С ...+200

°С; выходной сигнал

4...20 мА

Лист № 5

Всего листов 8

Назначение

42890-09

Датчик температуры

Omnigrad S TR63

Измерение тем-

пературы сырой

нефти и нефтяно-

го газа

Измерительная

линия газа, вы-

ходной кол-

лектор нефти

Измерение тем-

пературы сырой

нефти и нефтяно-

го газа

Измерительная

линия газа, вы-

ходной кол-

лектор нефти

Окончание таблицы 1

Номер

госреестра

Наименование

Место распо-

ложения

Термометр ртутный

303-91стеклянный лабора-

торный ТЛ-4

Технические харак-

теристики

Вид взрывозащиты -

ATEX II 2 GD Ex d

IIC, пределы допус-

каемой приведенной

погрешности ±0,15%;

диапазон преобра-

зуемых температур -

50°С ...+200 °С; 4-х

проводн.жидкокри-

сталлический экран,

присоединение к

процессу – резьба

1/2"NPT-M, 316

Диапазон измерений

– от 0° до плюс 55°С,

пределы допускае-

мой абсолютной по-

грешности ±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, дав-

ления, сырой нефти, влагосодержания и газа;

- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брутто

нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массо-

вой 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 кана-

лов, 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 све-

товая 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».

Лист № 6

Всего листов 8

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Значение

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные

(признаки)

Идентификационное наименование ПОFormula.o

Т19-05М

«RATE APM

оператора УУН»

2.3.11 АВ

2.3.1.1

58.03

Номер версии (идентификационныйv.6.05

номер) ПО

Цифровой идентификатор ПОDFA87DAC

Другие идентификационные данные —

B6D270DB

—

7АЕ3А094

—

Уровеньзащитыпрограммногообеспечения«высокий»всоответствиис

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.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.

Таблица 3

Наименование характеристики

Измеряемая среда

Количество измерительных линий БИЛ, шт.

Значение

нефть сырая, попут-

ный нефтяной газ

1 рабочая,

1 контрольная

1 рабочая

от 30 до 250

120

от 880 до 920

от 1140 до 1180

0,9

43,5

1,41

4,0

от +5 до +45

от 2,2 до 9,9

20000

0,2

отсутствует

непрерывный

Количество измерительных линий ГИЛ, шт.

Диапазон измерений расхода отсепарированной жидкости, т/ч

Кинематическая вязкость, мм

/с (сСт), не более

Диапазон плотности отсепарированной нефти, кг/м

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м

Газовый фактор при стандартных условиях, м

/т

- минимальная

- максимальная

Плотность газа при стандартных условиях, кг/м

Давление измеряемой среды, МПа, не более

Диапазон температуры измеряемой среды, ºС

Объемная доля воды, %

- минимальная

- максимальная

Давление насыщения сырой нефти, МПа

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм

, не более

Массовая доля механических примесей, %, не более

Содержание свободного газа в жидкости после сепарации

Режим работы системы

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при из-

мерении массы сырой нефти, %

± 0,25

Лист № 7

Всего листов 8

Значение

± 5,0

± 15,0

± 45,0

± 5,0

380

220

Окончание таблицы 3

Наименование характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измере-

нии массы нетто сырой нефти, %:

при содержании воды в сырой нефти,

от 50 до 70%

от 70 до 85%

от 85 до 95%

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измере-

нии объема попутного нефтяного газа, %:

Напряжение питания, В

трехфазное

двухфазное

Частота, Гц

Условия эксплуатации:

– температура окружающего воздуха, °С

– относительная влажность окружающего воздуха, %

– атмосферное давление, кПа

от -47 до +50

101,3

Знак утверждения типа

наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типограф-

ским способом.

Комплектность средства измерений

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 блочно-

модульная 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;U

=8·10

-5

=1.6·10

-4

; U

=1.79·10

-4

;

=3.6·10

-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 измере-

нии среднего объемного (массового) расхода (объема, массы) ±0,05% (номер в госреестре 47543-

11);

- миллиамперметр постоянного тока для измерения в диапазонах от 0/4 до 20 мА с по-

грешностью не более ±0,05%;

- электронный счётчик импульсов амплитудой до 50 В, частотой от 0 до 10 кГц и по-

грешностью не более0,01%.

Лист № 8

Всего листов 8

Сведения о методиках (методах) измерений

ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерительной блочно-

модульной для Елабужского месторождения НГДУ «Прикамнефть», свидетельство об

аттестации № 01.00257-2008/3809-14.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измери-

тельной блочно-модульной СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть"

1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтя-

ного газа. Общие метрологические и технические требования».

2 Техническая документация ООО «Татинтек»

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек» (ООО «Татинтек»)

Юридический адрес: 423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск,

ул. Мира, д. 4. Тел.: +7 (8553) 314797, факс (8553) 314709.

ИНН 1644055843.

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Центр метрологии и расходометрии» (ООО

«ЦМР»)

Юридический адрес: Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Объезд-

ная, д.5. Тел.: (8553) 377-676, факс: (8553) 300-196, e-mail:

Secretar_CMR@tatintec.ru

Испытательный центр

Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-

исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).

Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А. Тел.(843) 272-70-62, факс 272-00-32,

e-mail:

vniirpr@bk.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях

утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«____» ___________ 2015г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru