Назначение
Установки измерительные групповые автоматизированные «Спутник-АТ-М2», далее - установки, предназначены для измерений массы нефти, воды и объема свободного нефтяного газа, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.
Описание
Установки реализуются путём модернизации находящихся в эксплуатации автоматизированных групповых замерных установок типа «Спутник», БИУС (далее -установки-реципиенты).
Принцип действия установок основан на непрерывных или дискретных измерениях расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, счетчиками-расходомерами массовыми (кориолисовыми расходомерами) и объемными расходомерами соответственно.
Двухфазный поток смеси жидкости и газа, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость. После сепарирования продукция скважин попадает в измерительные линии, при этом средства измерения (СИ) входящие в состав измерительных линий, производят измерения параметров сепарированной продукции скважин и передают измеренные значения в контроллер измерительный, который обрабатывает полученную информацию в соответствии с заданными алгоритмами (заложенными в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.
Количественные характеристики (масса жидкости, объем свободного нефтяного газа и объемная доля воды) потока измеряются кориолисовым расходомером и счетчиком газа ультразвуковым, установленными на жидкостной линии и газовой после устройства разделения фаз (сепаратора) и влагомера сырой нефти. Результаты измерений передаются в контроллер измерительный.
Установки обеспечивают:
- прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;
- прямые измерения объемного расхода и объема газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;
- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти.
В состав установки входят:
— блок технологический (далее - БТ);
— блок аппаратурный (далее - БА);
— комплект средств жизнеобеспечения.
Основные составляющие БТ - распределительный и измерительный модули.
Распределительный модуль включает в себя входные трубопроводы, байпасный трубопровод, выходной коллектор и переключатель скважин многоходовой, с помощью которого продукция скважин, подключённых к входным трубопроводам установки, по измерительному трубопроводу поочерёдно (по команде БА) подаётся на вход сепаратора и далее на измерительную систему R-AT-MM/FS.
Измерительная система R-AT-MM/FS состоит из измерительных линии параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин и запорно-регулирующей арматуры.
Измерительная линия сырой нефти, в которой производятся измерения:
- массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми
кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);
- содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);
- температуры и давления сырой нефти.
Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой производятся измерения:
- объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками газа ультразвуковыми FLOWSIC 600 (номер в Госреестре СИ РФ 43981-11);
- температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.
В состав БА входят контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10) и блок силового управления установки-реципиента.
Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от СИ, входящих в состав установок, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.
В установке предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя). Схемы пломбировки СИ в составе установки соответствуют МИ 3002-2006.
3D изображение измерительной части установки
Программное обеспечение
Обработка сигналов контроллером измерительным R-AT-MM или АТ-8000, выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО (алгоритма) | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3abe0f 64a7c4e927160bd3 | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч | от 6 до 130 000. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема свободного нефтяного газа, % | ±5. |
| Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч | от 4 до 250. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, % | ±2,5. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., % | ±6. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., % | ±15. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 95 до 98 % включ., % | По Методике измерений. |
| Условия эксплуатации: - диапазон относительной влажности окружающей, % | от 30 до 90; |
| - диапазон температур окружающего воздуха, °С | от минус 40 до плюс 60. |
| Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: - избыточное рабочее давление, МПа (кгс/см2) | от 0 до 16 (160); |
| - температура, оС | от 5 до 90. |
| Напряжение питания, В: - от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц | 380 38; 220 ^ ; |
| - от источника постоянного тока | 24. |
| Потребляемая мощность, В-А, не более | 150. |
| Габаритные размеры, мм, не более: - БТ | 8160x3250x3400; |
| - БА | 3140x3250x2640. |
| Масса, кг, не более: - БТ | 15 000; |
| - БА | 2 500. |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 40000. |
| Средний срок службы, лет | 10. |
Знак утверждения типа
наносят на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом и на функциональные блоки установки в виде наклейки.
Комплектность
1 Установки измерительные групповые автоматизированные «Спутник-АТ-М2
(модификация по заказу) ....................................................................................................... 1 шт.
2 ЗИП ...................................................................................................................... 1 компл.
3 Эксплуатационная документация ..................................................................... 1 компл.
4 Методика поверки МЦКЛ.0040.МП .................................................................... 1 экз.
5 Эксплуатационная документация на составные части установки ....................... 1 компл.
Поверка
осуществляется в соответствии с документом «Установки измерительные групповые автоматизированные «Спутник-АТ-М2. Методика поверки». МЦКЛ.0040.МП, утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 02.03.2012 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная СР, СР-М фирмы "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США, номер в Госреестре СИ РФ 27778-09, вместимость измерительного участка от 0,020 до 0,650 м3, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ± 0,05%;
- установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Госреестре СИ РФ 42952-09, диапазон воспроизведения объёмной доли воды 0.. .1С)С)%. пределы абсолютной погрешности воспроизведения объёмной доли воды в поверочной жидкости не более ± 0,1;
- частотомер Ч3-63 по ДЛИ 2.721.007 ТУ, диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц;
- другие эталонные средства измерений и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.
Сведения о методах измерений
изложены в документе «Масса нефти сырой обезвоженной. Методика измерений с использованием систем измерения количества жидкости и газа R-AT-MM» и в руководстве по эксплуатации «Установки измерительные групповые автоматизированные «Спутник-АТ». АРГ-0360.723.1723.12 РЭ.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005. «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 ГОСТ 8.510-2002. «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
3 ТУ 3667-001-97304994-2009. «Установки измерительные групповые
автоматизированные «Спутник-АТ». Технические условия».
Рекомендации к применению
выполнение государственных учетных операций.
