Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ДНС с УПСВГ Юго-Западной части Крапивинского месторождения

Назначение

Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ДНС с УПСВГ Юго-Западной части Крапивинского месторождения (далее - СИКГ) предназначена для измерения объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа (далее - газа) при рабочих условиях и приведения объемного расхода (объема) газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939 на основе измерений давления, температуры и показателей качества при учетнорасчетных операциях ООО «Газпромнефть-Восток», г. Томск.

Описание

Принцип действия СИКГ заключается в непрерывном измерении объемного расхода и объема газа с помощью следующих методов:

- методом переменного перепада давления на трубке ANNUBAR 485 по МИ 26672004;

- с помощью вихревого счетчика расхода газа ДРГ.М;

- с помощью многопараметрического датчика DYMETIC-2721 в составе счетчика газового вихревого DYMETIC-9421,

СИКГ представляет собой единичный экземпляр, спроектированный для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКГ осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКГ и эксплуатационными документами ее компонентов.

В состав СИКГ входят:

- измерительная линия попутного нефтяного газа на факел высокого давления ДНС с УПСВ (ИЛ на ФВД (основной));

- измерительная линия попутного нефтяного газа на факел высокого давления ДНС с УПСВ (ИЛ на ФВД (горелка));

- измерительная линия попутного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС с УПСВ (ИЛ на ФНД (основной));

- измерительная линия попутного нефтяного газа на факел низкого давления ДНС с

УПСВ (ИЛ на ФНД (горелка));

- измерительная линия попутного нефтяного газа на котельную ДНС с УПСВ (ИЛ на котельную);

- измерительная линия попутного нефтяного газа на дизельногенераторную установку ДНС с УПСВ (ИЛ на ДГУ);

- измерительная линия попутного нефтяного газа на печь ПП-0,63 №1 ДНС с УПСВ (ИЛ на ПП-0,63 №1);

- измерительная линия попутного нефтяного газа на печь ПП-1,6 №2 ДНС с УПСВ (ИЛ на ПП-1,6 №2);

- измерительная линия попутного нефтяного газа на печь ПП-1,6 №3 ДНС с УПСВ (ИЛ на ПП-1,6 №3);

- измерительная линия попутного нефтяного газа на печь ПП-1,6 №4 ДНС с УПСВ (ИЛ на ПП-1,6 №4);

- измерительная линия попутного нефтяного газа на газопоршневую электростанцию (основной трубопровод) ДНС с УПСВ (ИЛ на ГПЭС 8х1,54 (основной трубопровод));

- измерительная линия попутного нефтяного газа на газопоршневую электростанцию (байпасный) ДНС с УПСВ (ИЛ на ГПЭС 8х1,54 (байпасный));

- измерительная линия попутного нефтяного газа на газопоршневые генераторные установки 0,63МВт №16 и №17 ДНС с УПСВ (ИЛ на ГПГУ-16, 17 0,63МВт).

ИЛ на ФВД (основной) состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер MempaH-350MFA (Госреестр №25407-05), в составе: трубка ANNUBAR 485 типоразмера 2; преобразователь многопараметрический 3095MV; термопреобразователь сопротивления ТСП 100.

ИЛ на ФВД (горелка) состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-160 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274МП (Госреестр №2196806).

ИЛ на ФНД (основной) состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: расходомер Метран-350MFA (Госреестр №25407-05), в составе: трубка ANNUBAR 485 типоразмера 2; преобразователь многопараметрический 3095MV; термопреобразователь сопротивления ТСП 100.

ИЛ на ФНД (горелка) состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-160 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274МП (Госреестр №2196806).

ИЛ на котельную состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-400 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-205Ех (Госреестр №19982-07)

ИЛ на ДГУ состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-400 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274-06 (Госреестр №21968-06)

ИЛ на ПП-0,63 №1 состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-160 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-205Ех (Госреестр №19982-07).

ИЛ на ПП-1,6 №2 состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-400 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-205Ех (Госреестр №19982-07)

ИЛ на ПП-1,6 №3 состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: многопараметрический датчик DYMETIC-2721 в составе счетчика газового вихревого DYMETIC-9421 (Госреестр №21789-04).

ИЛ на ПП-1,6 №4 состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-400 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274МП (Госреестр №21968-06).

ИЛ на ГПЭС 8х1,54 (основной трубопровод) состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-2500 (Госре-естр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274МП (Госреестр №21968-06)

ИЛ на ГПЭС 8х1,54 (байпасный) состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-2500 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274МП (Госре-естр №21968-06)

ИЛ на ГПГУ-16, 17 0,63МВт состоит из измерительных каналов, в которые входят следующие средства измерений: счетчик газа вихревой ДРГ.М-400 (Госреестр №26256-06); датчик абсолютного давления Метран-55-ВН-ДА-505-МП (Госреестр №18375-08); термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274МП (Госреестр №21968-06)

В состав комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК» (Госреестр №44115-10) (далее - ИВК). Каждый ИВК позволяет вести учет объемного расхода (объема) газа, приведенного к стандартным условиям, не более чем по трем измерительным линиям

Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКГ при эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных тока и напряжения с гальванической развязкой (барьеров искрозащиты) KFD2-STC4-Ex1.20 (Госреестр №2215308) и барьеров искробезопасности БИА-101 (Госреестр № 32483-09).

Состав и технологическая схема СИКГ обеспечивают выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение и индикацию объема и объемного расхода газа при рабочих условиях, температуры, давления и приведение объема и объемного расхода газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939;

- формирование отчетов, архивирование, хранение и отображение на операторной станции измеренных и расчетных значений измеряемых параметров;

- защита системной информации от несанкционированного доступа программным средствам;

- ввод компонентного состава газа в ИВК по результатам лабораторных анализов.

Программное обеспечение (ПО) СИКГ (ИВК) обеспечивает реализацию функций СИКГ. ПО СИКГ разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений и вычислений СИКГ, а также защиту и идентификацию ПО СИКГ. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями СИКГ).

Защита ПО СИКГ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Таблица 1

Идентификация ПО СИКГ осуществляется путем отображения на дисплее ИВК структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО СИКГ, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО СИКГ защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения доступного только для чтения журнала событий. Доступ к метрологически значимой части ПО СИКГ для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО СИКГ обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записываются в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. ПО СИКГ имеет уровень защиты C.

Технические характеристики

Таблица 2

Средства измерения, входящие в состав СИКГ, обеспечивают взрывозащиту по ГОСТ Р 51330.10 “искробезопасная электрическая цепь” уровня “ib”.

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, закрепленную на шкафу КИПиА, методом шелко-графии и на титульный лист паспорта типографским способом.

Комплектность

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу МП 47660-11 «Инструкция. ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа ДНС с УПСВГ Юго-Западной части Крапи-винского месторождения. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «СТП» 18 февраля 2011 г.

Перечень основных средств поверки (эталонов):

- калибратор многофункциональный MC5-R.

Сведения о методах измерений

Инструкция. «Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений на узлах учета газа ЦППН-1 югозападной части Крапивинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток», регистрационный номер ФР.1.29.2011.09476 в Федеральном реестре методик измерений.

Нормативные документы

1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».

2. ГОСТ Р 51330.10-99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»».

3. ГОСТ Р 8.625-2006 «ГСОЕИ. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний».

4. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСОЕИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

5. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСОЕИ. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

Рекомендации к применению

Осуществление государственных учетных операций.