Untitled document

Приложение к свидетельству № 68932

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 5

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная»

Назначение средства измерений

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 средства измерений

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 дегазиро-

ванная 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 аттесто-

ванной 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 динами-

ческих 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.

Лист № 2

Всего листов 5

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.

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 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

Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели

точности, приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

ХарактеристикаЗначение

ИЛ сырой нефти

Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПаот 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, МПаот 0,7 до 1,1

Диапазон расхода пластовой воды, т/ч от 6,8 до 136,0

ИЛ свободного попутного нефтяного газа (ПНГ)

Диапазон абсолютного давления на входе в ИЛ, МПаот 0,8 до 1,2

Диапазон объемного расхода свободного ПНГ в стандартныхот 1100 до 20000

условиях, м

/ч

Лист № 3

Всего листов 5

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой относительной погрешности при 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 ±5,0

к стандартным условиям, %

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 показателяЗначение

Температура измеряемой среды, ºС

- минимальная+38

- максимальная+60

Диапазон плотности сырой нефти при +20 ºС, кг/м

от 900 до 964

Вязкость кинематическая сырой нефти при +20 ºС, сСт не более 40

Диапазон содержания массовой доли воды в сырой нефти*, % от 0,01 до 5,00

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м

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

Род тока

Напряжение, В

Частота тока, Гц

Потребляемая мощность, кВ А, не более

Значение

Переменный

240

10%

50±1

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 средства измерений

Обозначение

Количество

1 шт.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Система автоматизированная учета дебита

скважин МЛСП «Приразломная»

Комплект запасных частей, инструментов

и принадлежностей (далее - ЗИП)

Согласно паспорту

Лист № 4

Всего листов 5

ОИ 340.00.00.00.000 РЭ

Обозначение

Количество

ОИ 340.00.00.00.000 ПС

1 экз.

Продолжение таблицы 4

Наименование

Автоматизированная система учета дебита

скважин МЛСП «Приразломная» Паспорт

Автоматизированная система учета дебита

скважин МЛСП «Приразломная»

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

МП 0642-9-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0642-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Система автоматизированная

учета дебита скважинМЛСП«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 методиках (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 и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной учета дебита скважин МЛСП «Приразломная»

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

ОИ340.00.00.00.000.Автоматизированнаясистемаучетадебитаскважин

МЛСП «Приразломная». Технический проект

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие

ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)

ИНН 0278096217

Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 205а

Телефон: (347) 292-79-10

Факс: (347) 292-79-15

E-mail:

ozna-eng@ozna.ru