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 выполнения измерений (далее - МВИ), аттестованной в установленном порядке.
Область применения - системы герметизированного сбора нефти и газа нефтяных промыслов.
Климатическое исполнение - УХЛ.4 по ГОСТ 15150-69, но для температуры окружающего воздуха от + 5 °C до + 50 °C и относительной влажности до 80 % при температуре I- 35 °C.
Степень защиты по ГОСТ 14254-96 - IP20.
Описание
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).
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 °C до + 50 °C.
Конструктивно комплекс представляет собой комплект из шкафа управления, содержащего микропроцессорный контроллер (далее - контроллер) для сбора и обработки информации СИ согласно МВИ и выдачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее -- ДИ), шкафа электрооборудования, СИ массы жидкости, сё плотности и влагосодержания, СИ массы или объема газа, СИ давления и температуры газа, СИ гидростатического давления жидкости в сепараторе ГЗУ и запорно-регулирующей арматуры: электроуправляемые 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.
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
а) автоматизированное и ручное измерение, вычисление и индикация согласно МВИ 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;
- 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.
Технические характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы жидкости ± 1,5 %;
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы нефти при влагосодержании:
от 0 до 70 % ± 5 %;
свыше 70 до 95 % ± 12 %;
При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанавливает МВИ, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении объема газа , приведенного к НУ, ± 3 %;
- Единичное измерение — непрерывные измерения количества компонентов продукции скважины за время одного опроса
* С учетом погрешности контроллера при вычислении данной характеристики
Контроллер обеспечивает выполнение функциональных требований к комплексам и имеет пределы допускаемой относительной погрешности:
- при преобразованиях токовых сигналов в показания дисплея ± 0,5 %;
- при преобразовании числоимпульсных сигналов в показания дисплея ±0,1 %;
- при вычислении ± 0,1 %;
- при измерении времени ± 0,1 %;
Электрическое питание комплексов осуществляется от сети переменного тока частотой (50 ±2) Гц и номинальным напряжением 220В с допускаемыми отклонениями ± 20 % от
| номинального значения. Потребляемая мощность Средний срок службы | не более 1 кВ-А. 10 лет. |
Параметры рабочей среды:
| - избыточное рабочее давление, МПа - температура, С - 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, % | от 0,5 до 4,0; от ± 5 до ± 90; от МО'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; |
- объемное содержание остаточного свободного газа в жидкости, % не более 1;
- объемное содержание сероводорода, % не более 2.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационной документации комплекса типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки комплекса входят (в зависимости от исполнения):
шкаф управления, шт.
шкаф электрооборудования, шт.
СИ массы жидкости, шт.
СИ расхода газа, шт.
СИ влагосодержания, шт.
СИ давления, шт.
СИ температуры, шт.
СИ гидростатического давления, шт.
СИ уровня, шт.
трубопроводная арматура согласно заказу, компл.
Эксплуатационная документация согласно ведомости эксплуатационных документов, компл..
методика поверки, экз.
Примечание: Номенклатура и типы СИ в зависимости от диапазонов расходов жидкости и газа определяются заказом из перечня, представленного в таблице 1.
Таблица 1
| пп | Наименование (обозначение) средства измерений | Номер Госреестра СИ |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (N, F, R) | 13425-06 |
| 2 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый STmass МКН | 29342-05 |
| 3 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый Rotamass модели RCCS (RCCF, RCCT) | 27054-04 |
| 4 | Расходомер кориолисовый массовый OPTIMASS серии 7000, модели MFS | 34183-07 |
| 5 | Расходомер массовый Promass сериэ | 15201-07 |
| 6 | Счетчик жидкости массовый «МАСК», исп. МАСК-20 (МАСК-50 и МАСК-100) | 12182-04 |
| 7 | Расходомер-счетчик жидкости SONARtrac, исполнение GVF-100 | 35349-07 |
| 8 | Расходомер-счетчик жидкости ультразвуковой накладной EESIFLO: EASZ-10FP, 4000, 5000, 6000, 7000 | 32092-06 |
| 1 | Расходомер на базе сужающего устройства (диафрагма ДКС или аналогичная) | ГОСТ 8.586 2005 |
| 2 | Расходомер кориолисовый массовый OPTIMASS серии 7000, модели MFS | 34183-07 |
| 3 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF(F) | 13425-06 |
| 4 | Расходомер массовый Promass серии PROline модели A (I, М, F, Е, Н) | 15201-07 |
| 5 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый Rotamass модели RCCS (RCCF, RCCT) | 27054-04 |
| 6 | Расходомер-счетчик вихревой «Ирга-РВ» с преобразователем расхода «Ирга-РВП» | 26133-06 |
| 7 | Расходомеры-счетчики вихревые тип 8800 | 14663-06 |
| 8 | Счетчик-расходомер вихревой погружной «У-Ьаг-700» | 14919-05 |
| 9 | Расходомеры-счетчики газа и пара типа GM868, GN868, GF868, XGM868 | 16516-06 |
| 10 | Расходомеры-счетчики вихревые объемные Yewflo модели DY | 17675-04 |
| 11 | Расходомеры-счетчики газа SONARtrac, исполнение VF-100 | 35349-07 |
| 12 | Счетчики газа вихревые типа СВГ, СВГ.М | 13489-07 |
| 13 | Счетчики газа вихревые «Dymetic-9421» | 21789-04 |
| 14 | Преобразователи расхода газа вихревые «ИРВИС-К-300» | 25336-08 |
| 15 | Оптический расходомер газа Focus Wafer | 38670-08 |
| 16 | Счётчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 | 36876-08 |
| 1 | Влагомер сырой нефти «ВОЕСН» | 32180-06 |
| 2 | Влагомер сырой нефти ВСН-1 | 12394-02 |
| 3 | Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 24604-03 |
| 4 | Влагомер нефти поточный ВНП-100 | 27359-04 |
| 5 | Влагомер поточный Phase Dynamics моделей L, М, F | 25603-03 |
| 6 | Преобразователь первичный измерительный объёмной доли воды в нефти ПИП-ВСН | 19850-04 |
| 7 | Влагомер нефти поточный RED EYE 2 G | 39207-08 |
| 8 | Влагомер поточный ПВН-615.001 | 39100-08 |
| 1 | Преобразователь давления измерительный тип 3051 | 14061-04 |
| 2 | Датчик давления тип 1151 | 13849-04 |
| 3 | Датчик давления «МЕТРАН-100-ДИ» | 22235-01 |
| 4 | Датчик давления «МЕТРАН-150-ДИ» | 32854-06 |
| 5 | Преобразователь измерительный «Сапфир-22-Ех-М» модели ДИ | 11964-91 |
| 6 | Преобразователь давления измерительный dTRANS р02 Delta | 20729-03 |
| 7 | Преобразователь давления измерительный тип EJA530 | 14495-00 |
| 1 | Преобразователь измерительный тип 244 Е | 14684-06 |
| 2 | Преобразователь измерительный тип 644, 3144Р | 14683-04 |
| Продолжение таблицы 1 | |
| 1 | 2 | 3 |
| 3 | Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276 | 21968-06 |
| 4 | Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 | 32460-06 |
| 1 | Преобразователь давления измерительный EJA210 | 14495-00 |
| 1 | Установка измерительная КТС-ИУ | 35473-07 |
| 2 | Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | 29154-07 |
| 3 | Система измерений количества сырой нефти тип ССМ | 28233-04 |
| 1 | Контроллер программируемый SIMATIC S7-300 | 15772-06 |
| 2 | Устройство распределенного ввода-вывода81МАТ1С ЕТ 200S | 22734-06 |
| 3 | Контроллеры программируемые SIMATIC С7 | 15774-06 |
| 4 | Контроллер на основе измерительных модулей серии 5000 SCADAPackES | 16856-03 |
| 5 | Контроллер программируемый DL205 | 17444-03 |
| 6 | Преобразователи измерительные контроллеров программируемые 1-8000 ' | 20993-06 |
| 7 | Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе PLC: ControILogix, SLC500, FlexLogix | 15652-04 |
| 8 | Системы измерительно-управляющие Delta V | 16798-02 |
| 9 | Преобразователи измерительные программируемые KL | 30993-06 |
Поверка
Поверка комплекса производится в соответствии с документом по поверке: «ГСП. Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «Мера-ММ». Методика поверки ИВК.00.00.000 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ» в феврале 2009 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- калибратор токовой петли Fluke-705 или аналогичный с относительной погрешностью не более ± 0,1 %
- генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» 1.. .99999 имп.;
- частотомер 43-63/1 108имп., 103... 100 с ЕЯ2.721.039 ТУ;
другие эталонные и вспомогательные средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.
Межповерочный интервал - три года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСП. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
2 ТУ 3667-039-00137182-2008. «Комплексы измерительно-вычислительные ИВК «Мера-ММ». Технические условия.
Заключение
Тип средства измерений «Комплексы измерительно-вычислительные ИВК «Мера-ММ» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
