Назначение
Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ» (далее - комплексы) предназначены для измерения и вычисления на выходах сепарационной емкости установок групповых сепарационного типа (далее - ГЗУ) количества компонентов продукции нефтяных скважин согласно методике измерений, аттестованной в установленном порядке.
Описание
По назначению и принципу действия установки относятся к групповым измерительным установкам согласно ГОСТ Р 8.615-2005.
Принцип действия комплекса основан на измерениях средствами измерений (далее -СИ) массы и плотности сырой нефти (далее - жидкости), объемного содержания пластовой воды в жидкости (далее - влагосодержания) и массы (или объема), давления и температуры свободного нефтяного газа для последующих вычислений массы сырой обезвоженной нефти (далее - нефти) в рабочих условиях (далее - РУ) и объема свободного нефтяного газа (далее - свободного газа), приведенного к нормальным условиям (далее - НУ).
Конструктивно комплекс представляет собой комплект из шкафа управления, содержащего микропроцессорный контроллер (далее - контроллер) для сбора и обработки информации СИ согласно методике измерений и выдачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП), шкафа электрооборудования, СИ массы жидкости, её плотности и влагосодержания, СИ массы или объема газа, СИ давления и температуры газа, СИ гидростатического давления жидкости в сепараторе ГЗУ и запорно-регулирующей арматуры: электро-управляемые регуляторы расхода жидкости и газа, обратные клапаны, переключатели потока и т.п. в зависимости от исполнения.
Комплексы имеют два исполнения в зависимости от реализуемых режимов измерений:
- исполнение 1 - измерения в режиме циклического наполнения сепаратора жидкостью с последующим его опорожнением;
- исполнение 2 - измерения в режиме исполнения 1 с автоматическим переходом в режим поддержания заданного уровня жидкости в сепараторе в зависимости от ее расхода.
П еречень СИ используемых в комплексах представлен в таблице 1.
аблица 1 - Перечень СИ используемых в комплексах
| п/п | Наименования (обозначение) средства измерений | Номер в федеральном информационном фонде |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CFM (N,F,R) | 45115-10 |
| 2 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый STmass MKII | 29342-10 |
| 3 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый Rotamass модели RCCS (RCCF, RCCT) | 27054-09 |
| 4 | Расходомер кориолисовый массовый OPTIMASS серии 7000, модели MFS | 42550-09 |
| 5 | Расходомер массовый Promass | 15201-11 |
| 6 | Счетчик жидкости массовый «МАСК», исп. МАСК-20 (МАСК-50 и МАСК-100) | 12182-09 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 |
| 7 | Расходомер-счетчик жидкости SONARtrac, исполнение GVF-100 | 35349-12 |
| 8 | Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-ФЛОМАК | 47266-11 |
| 9 | Расходомер на базе сужающего устройства (диафрагма ДКС или аналогичная) по ГОСТ 8.586-2010 | |
| 10 | Расходомеры счетчики вихревые тип 8800 | 14663-12 |
| 11 | Счетчик расходомер вихревой погружной «V-bar-700» | 47361-11 |
| 12 | Расходомеры-счетчики газа и пара типа GM868, GN868, GF868, XGM868 | 50009-12 |
| 13 | Расходомеры-счетчики вихревые объемные Yewflo модели DY | 17675-09 |
| 14 | Счетчики газа вихревые типа СВГ, СВГ.М | 13489-13 |
| 15 | Счетчики газа вихревые «Dymetic-9423» | 37418-08 |
| 16 | Счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 | 43981-11 |
| 17 | Влагомер сырой нефти «BOECH» | 32180-11 |
| 18 | Влагомер сырой нефти BCH-2 | 24604-12 |
| 19 | Влагомер нефти поточный ПВН-615.001 | 39100-09 |
| 20 | Влагомер нефти поточный Red Eye | 47355-11 |
| 21 | Преобразователь давления измерительный тип 3051 | 14061-10 |
| 22 | Датчик давления «МЕТРАН-150-ДИ» | 32854-13 |
| 23 | Преобразователь измерительный «Сапфир-22Ех-М» модели ДИ | 44236-10 |
| 24 | Преобразователь давления измерительный dTRANS p02 Delta | 56239-14 |
| 25 | Преобразователь давления измерительный тип EJA530 | 14495-09 |
| 26 | Преобразователь измерительный тип 644, 3144Р | 14683-09 |
| 27 | Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276 | 21968-11 |
| 28 | Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | 39821-13 |
| 29 | Система измерений количества сырой нефти тип CCM | 43430-09 |
| 30 | Контроллер программируемый SIMATIC S7-300 | 15772-11 |
| 31 | Устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ET 200S | 22734-11 |
| 32 | Контроллер на основе измерительных модулей серии 5000 SCADAPackES | 50107-12 |
| 33 | Контроллеры программируемый DL205 | 17444-11 |
| 34 | Преобразователи измерительные контроллеров программируемых I-8000 | 50676-12 |
| 35 | Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе PLC: ControlLogix, SLC500, FlexLogix | 15652-09 |
| 36 | Преобразователи измерительные программируемые KL | 46386-11 |
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
а) автоматизированное и ручное измерение, вычисление и индикация согласно методике измерений следующей измерительной информации (далее - ИИ):
- значения массы жидкости, массы нефти и объема газа, приведенного к НУ, каждой из подключенных к сепаратору скважины по результатам единичных измерений* и общие накопленные значения;
- моменты времени начала и конца единичных измерений и их длительность;
- текущие показания СИ;
- Единичное измерение - непрерывные измерения количества компонентов продукции скважины за время одного опроса
- исходные измеренные при наличии СИ (плотность, влагосодержание и гидростатическое давление жидкости, давление и температура газа) и введенные (плотности воды и газа при НУ и нефти - при РУ) данные для расчетов;
б) ввод констант и управляющих сигналов;
в) архивирование в энергонезависимой памяти сроком не менее 32 суток (при одной записи в сутки для каждой скважины) и выдача по запросу:
- усреднённых суточных значений массы жидкости и нефти;
- усреднённых суточных значений объема свободного газа, приведенного к НУ;
г) автоматическое архивирование и отображение на дисплее контроллера, передача по запросу на внешний интерфейс сигнальной информации согласно РЭ комплекса;
д) формирование сигналов управления запорно-регулирующей арматурой комплекса (при наличии).
По признаку номинальной пропускной способности комплексы имеют варианты исполнения с номинальными значениями наибольшего среднего массового расхода жидкости от 200 до 2400 т/сут.
Диапазоны контролируемых массовых расходов жидкости не менее 100:1
Диапазоны контролируемых расходов газа определяются диапазонами применяемых СИ массы или объема газа (согласно заказу).
Комплексы обеспечивают обработку ИИ при подключении к сепаратору до 14 нефтяных скважин.
Рабочей средой для комплексов являются компоненты разделенной сепаратором ГЗУ продукции нефтяных скважин:
- жидкость, представляющая собой смесь пластовой воды, нефти, остаточного свободного нефтяного газа и растворенного нефтяного газа;
- свободный нефтяной газ.
Комплекс устанавливается в блоке технологическом (далее - БТ) и в блоке автоматики (далее - БА) ГЗУ и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от + 5 °С до + 50 °С.
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - АГЗУ Спутник с комплексом измерительно-вычислительным «ИВК «Мера-ММ» Схемы пломбирования контроллеров представлены на рисунках 2 - 4.
Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»
Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) предназначен для обеспечения выполнения измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления ИВК «Мера-ММ».
Таблица 2- Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Direct Logic | Siemens ET200S | SCADAPack32 |
| Идентификационное наименование ПО | MG_DL_1212_0501 | MG_SM_1212_0501 | 12120501 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7DCC5107 | 7DCC5135 | 7DCC5103 |
| Цифровой идентификатор ПО | - | - | - |
| Другие идентификационные данные (признаки) | - | - | - |
Уровень защиты ПО установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий».
Технические характеристики
Параметры рабочей среды:
от 0,5 до 4,0;
от + 5 до + 90;
от Е10-6 до 150 • 10-6;
от 750 до 1150;
от 2 до 2400;
от 100 до 300000;
от 0,5 до 5
не более 98;
не более 1;
не более 2.
± 1,5 %;
± 5 %;
± 12 %;
- избыточное рабочее давление, МПа
- температура, оС
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с
- плотность жидкости, кг/м3
- массовый расход жидкости, т/сут
- объемный расход свободного газа при НУ, м3/сут.
- газосодержание в РУ , м3/м3
- влагосодержание, %
- объемное содержание остаточного свободного газа в жидкости, %
- объемное содержание сероводорода, %
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы жидкости1
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы нефти1 при влагосодержании: от 0 до 70 %
свыше 70 до 95 %
При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанавливает методика измерений, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса
при измерении объема газа1, приведенного к НУ, ± 3 %;
Электрическое питание комплексов осуществляется от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и номинальным напряжением 220В с допускаемыми отклонениями ± 20 % от номинального
значения.
не более 1 кВ •А.
10 лет.
Потребляемая мощность
Средний срок службы
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность комплексов представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность ИВК
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕ-РА-ММ» | | 1 |
| «Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕ-РА-ММ» Паспорт и руководство по эксплуатации | 36.6713.76.00.000- 20.ПС и РЭ | 1 |
| ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ» Методика поверки | | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 59370-14 «ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 июля 2014 г.
Основное поверочное оборудование:
- калибратор токовой петли Fluke-705 или аналогичный с относительной погрешностью не более ± 0,1 %
- генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» 1...99999 имп.;
- частотомер Ч3-63/1 108 имп., 103.100 с ЕЯ2.721.039 ТУ;
Средства поверки для средств измерений, входящих в состав комплексов, указаны в методиках поверки на данные средства измерений.
Сведения о методах измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика выполнения измерений количества нефти и нефтяного газа измерительновычислительными комплексами «ИВК «Мера-ММ», аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ» (Свидетельство № 262 от 30 апреля 2009 г.).
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
2 ТУ 3667-039-00137182-2008. «Комплексы измерительно-вычислительные ИВК «Ме-ра-ММ». Технические условия.
Рекомендации к применению
-при осуществлении торговли
