Назначение
Системы измерения дебита скважин «СИДС.С» (далее по тексту - системы) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси, после предварительного сепарирования, а также отображения, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Системы применяются в качестве составной части измерительных установок-реципиентов (далее по тексту - ИУ-реципиенты), находящихся в эксплуатации или при выпуске из производства.
Принцип действия систем: продукция, поступающая из скважины, при помощи нефтегазового сепаратора (не входит в состав систем, далее по тексту - НГС) разделяется на сырую нефть (далее по тексту - жидкость) и свободный нефтяной газ. Для измерений массового расхода и массы скважинной жидкости применяются либо массовые расходомеры, либо объемные расходомеры в комплекте с поточными преобразователями плотности. Средства измерений (далее по тексту - СИ) объемной доли воды в скважинной жидкости регистрируют текущее содержание воды в жидкости. Для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа применяются либо объемные расходомеры, либо массовые расходомеры с каналом измерения плотности. Преобразователи давления и температуры регистрируют, соответственно, давление и температуру измеряемой среды. Данные от СИ передаются в контроллер системы обработки информации (далее по тексту - СОИ). СОИ размещается в отдельном шкафу и обеспечивает управление процессами измерений, обработкой информации, формирование отчетов измерений, отображение данных на локальном дисплее, архивирование и передачу данных на верхний уровень.
Системы могут работать как в режиме периодического набора/сброса жидкости/газа из сепаратора, так и в режиме постоянного набора/сброса жидкости/газа из сепаратора при условии поддержания постоянного уровня жидкости в сепараторе.
В состав систем входят:
- СОИ, размещаемая в шкафу управления;
- СИ из перечня, представленного в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - СИ
| № | Наименование типа СИ | Регистрационный номер* |
| СИ массы и массового расхода: |
| 1. | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 71393-18 |
| 2. | Расходомеры массовые Promass (мод. Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| 3. | Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые Rotamass мод. RC | 75394-19 |
| 4. | Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400 | 53804-13 |
| 5. | Счетчики-расходомеры массовые ЭМИС-МАСС 260 | 42953-15 |
| 6. | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 |
| 7. | Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| 8. | Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| 9. | Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 |
| № | Наименование типа СИ | Регистрационный номер* |
| 10. | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С | 75514-19 |
| 11. | Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430 | 62320-15 |
| СИ объема и объемного расхода газа: |
| 12. | Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| 13. | Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| 14. | Счетчики газа ультразвуковые СГУ | 57287-14 |
| 15. | Расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 7300 | 67993-17 |
| 16. | Датчики расхода-счетчики ДАИМЕТИК-1261 | 67335-17 |
| 17. | Счетчики газа КТМ600 РУС | 62301-15 |
| 18. | Расходомеры-счетчики вихревые ИРВИС-РС4М; | 55172-13 |
| 19. | Расходомеры-счетчики ультразвуковые ИРВИС-РС4М-Ультра | 58620-14 |
| 20. | Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4200 | 74011-19 |
| 21. | Расходомеры-счетчики Вега-Соник ВС-12 | 68468-17 |
| 22. | Расходомеры вихревые Prowirl 200 | 58533-14 |
| 23. | Расходомеры-счетчики вихревые 8800, исп. 8800DW, 8800DF, 8800DR, 8800DD | 64613-16 |
| 24. | Расходомеры вихревые Ирга-РВ | 55090-13 |
| 25. | Расходомеры ультразвуковые Ирга-РУ | 70354-18 |
| 26. | Преобразователи расхода вихревые ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200) | 42775-14 |
| 27. | Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.М | 70119-18 |
| СИ объема и объемного расхода жидкости: |
| 28. | Счетчики жидкости турбинные ТОР-Т | 34071-17 |
| 29. | Счетчики жидкости ДЕБИТ-2 | 75258-19 |
| 30. | Счетчики турбинные ТОР | 64594-16 |
| 31. | Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.М | 70119-18 |
| 32. | Датчики расхода ДРС | 68466-17 |
| СИ плотности жидкости: |
| 33. | Плотномеры ПЛОТ-3 | 20270-12 |
| 34. | Плотномеры 804 | 47933-11 |
| СИ содержания объемной доли воды в жидкости: |
| 35. | Влагомеры сырой нефти ВОЕСН, Влагомеры сырой нефти ВСН-2БН | 32180-11 59169-14 |
| 36. | Измерители обводненности Red Eye® мод. Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase | 47355-11 |
| 37. | Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т | 59365-14 |
| 38. | Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| 39. | Влагомеры поточные ВСН-АТ | 62863-15 |
| 40. | Влагомеры поточные L и F | 56767-14 |
| 41. | Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф | 63101-16 |
| 42. | Влагомеры САТЕЛ - РВВЛ | 69346-17 |
| 43. | Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 | 65112-16 |
| СИ давления: |
| 44. | Датчики давления Метран-55 | 18375-08 |
| 45. | Датчики давления Метран-75 | 48186-11 |
| 46. | Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| 47. | Датчики избыточного давления ДМ5007 | 14753-16 |
| 48. | Преобразователи давления измерительные АИР-10 | 31654-14 |
| 49. | Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 | 63044-16 |
| 50. | Датчики давления МТ101 | 32239-12 |
| № | Наименование типа СИ | Регистрационный номер* |
| 51. | Датчики давления МТ100 | 49083-12 |
| 52. | Датчики давления Агат-100МТ | 74779-19 |
| СИ температуры: |
| 53. | Преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ex; | 23410-13 |
| 54. | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-13 |
| 55. | Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 | 50519-17 |
| 56. | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом- ТххУ-205 | 68499-17 |
| 57. | Датчик температуры ТС5008 | 14724-12 |
| 58. | Датчики температуры ТСПТ Ex, ТСМТ Ex | 57176-14 |
| Программируемый логический контроллер (далее по тексту - ПЛК) и измерительные модули: |
| 59. | Системы управления модульные B&R X20 | 57232-14 |
| 60. | Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator | 65466-16 |
| 61. | Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 | 69436-17 |
| 62. | Модули аналоговые I-7000, М-7000, tM, I-8000, I-87000, I-9000, I-9700, ET-7000, PET-7000, ET-7200, PET-7200 | 70883-18 |
| 63. | Контроллеры измерительные ADAM-3600 | 71322-18 |
| 64. | Системы ввода-вывода распределенные Fastwel I/O | 58557-14 |
| 65. | Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 |
| 66. | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200 | 63339-16 |
| 67. | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 | 15772-11 |
| 68. | Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200SP/SP HA | 74165-19 |
| 69. | Модули автоматики NL | 75710-19 |
| 70. | Модули аналоговые BMX, BME, PME | 67370-17 |
| 71. | Модули ввода-вывода ЭЛМЕТРО-МВВ, Метран-970 | 61628-15 |
| 72. | Модули ввода-выводаЭЛМЕТРО-МВВ-02, Метран-980 | 62495-15 |
| 73. | Контроллеры измерительные R-AT-MM | 61017-15 |
| 74. | Контроллеры измерительные АТ-8000 | 61018-15 |
| * - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Эскизная компоновка системы в составе ИУ-реципиента приведена на рисунках 1 и 2.
На рисунке 1 представлено эскизное расположение компонентов системы:
1 - один или более датчиков температуры свободного газа;
2 - один или более расходомеров свободного газа;
3 - один или более датчиков давления;
4 - одно или более мест для поточных влагомеров скважинной жидкости;
5 - один или более расходомеров скважинной жидкости;
6 - один или более датчиков температуры скважинной жидкости.
На рисунке 2 представлен шкаф управления (ШУ), содержащий СОИ, в состав которой входят измерительные модули, ПЛК и терминальная панель оператора. ШУ может быть напольного или настенного (навесного) исполнения.
Пломбы (или наклейки) наносятся в места, указанные в руководствах по эксплуатации на составные части систем - для предотвращения доступа к их электронным частям и программному обеспечению.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) обеспечивает реализацию функций систем. ПО систем разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая часть хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений дебита скважин, а также защиту и идентификацию ПО систем. Вторая часть хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с контрольно-измерительными приборами и автоматикой, а также исполнительными устройствами, не связанными с измерениями дебита скважин. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Защита ПО систем от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | FM.S-GR8.615 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.2.1.XX.YYYY.ZZ.ZZZZ.VV (*) |
| Цифровой идентификатор ПО | 435520027AFABCB0 |
| Алгоритм ассиметричной криптографии | 0penPGP/RSA2048 |
| Примечание: (*) символы X, Y , Z, V представляют собой номер подверсии метрологически незначимой части ПО из 14 шестнадцатеричных цифр, может быть любым. |
Метрологические и основные технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Расход нефтегазоводяной смеси, т/сут | от 0,24 до 7000 |
| Расход газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут, не более | 5 000 000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, %: до 70 % (объемная доля воды) от 70 до 95 % (объемная доля воды) от 95 % (объемная доля воды) | ±6 ±15 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±5,0 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Изменяемая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Рабочее давление, МПа, не более | 16,0 |
| Характеристика измеряемой среды: - температура, в пределах, °С - содержание доли воды в скважинной жидкости, в пределах, % - плотность скважинной жидкости, кг/ м3 | от -10 до +150 от 0 до 100 от 600 до 1500 |
| Газовый фактор, м3/т, не более | 250 000 |
| Исполнение приборов, устройств и электрооборудования, размещаемого во взрывоопасной зоне технологического помещения | взрывозащищенное |
| Исполнение электрооборудования, размещаемого во взрывобезопасной зоне | общепромышленное |
Знак утверждения типа
наносится на дополнительные информационные таблички для каждой составной части методом гравирования, электрохимической гальванизации, фотохимическим, либо типографским способом, а также типографским способом в центр титульных листов паспорта, формуляра и руководства по эксплуатации систем.
Комплектность
Т а б л и ц а 5 - Комплектность систем
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерения дебита скважин «СИДС.С» | - | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 42808331.407371.001.РЭ | 1 экз. |
| Паспорт | 42808331.407371.001.ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0963-9-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0963-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Системы измерения дебита скважин «СИДС.С». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26.04.2019 г. Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается проводить поверку систем в составе ИУ-реципиентов на Государственном первичном специальном эталоне единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011.
При проведении поверки поэлементным способом используются средства поверки, указанные в методиках поверки СИ, входящих в состав систем.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке систем в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса сырой и обезвоженной нефти и объема попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением систем измерения дебита скважин «СИДС.С» производства ООО «СИ11РОМАВТ» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/7109-19 от 31.05.2019).
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 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
ТУ 26.51.63-002-42808331-2016 Системы измерения дебита скважин «СИДС.С». Технические условия
76553-19: Методика поверки МП 0963-9-2019Скачать7.9 Мб