Назначение
Установки измерительные КТС-ИУ (далее - КТС-ИУ) предназначены для измерения массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы сепарированной нефти без учета воды, а также отображения, архивирования и передачи результатов
измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла и применяются для модернизации действующих автоматизированных групповых замерных установок АГЗУ различных типов и вновь создаваемых в качестве функционально объединенного набора средств измерений и автоматизации таких установок с целью обеспечения требований ГОСТ Р 8. 615-2005.
Описание
КТС-ИУ используется для измерения продукции скважин при условии ее предварительной сепарации с целью разделения газожидкостной смеси водонефтяную и газовую (нефтяной газ) составляющую.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами.
Измерение количества выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа, производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами или объемными расходомерами-счетчиками, позволяющими по измеренным значениям массы или объема газа в рабочих условиях, плотности нефтяного газа в стандартных условиях, определяемой на основании молярного состава газа, давления и температуры газа, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенные к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды (объемной доли нефти) в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.
В зависимости от диапазона измеряемых расходов сырой нефти и сводного нефтяного газа КТС-ИУ имеют четыре типоразмера - КТС-ИУ-120, КТС-ИУ-400, КТС-ИУ-700, КТС-ИУ-1500.
Конструктивно КТС-ИУ представляет собой измерительную установку, которая состоит из внесенных в Государственный реестр средств измерений массы жидкости и газа, плотности, температуры и объемного содержания нефти в водонефтяной смеси; набора регулирующей и запорной арматуры, необходимой для автоматизации процесса измерений, а так же блока управления и обработки информации.
КТС-ИУ обеспечивает выполнение прямых измерений:
- массы, плотности и температуры сырой нефти (водонефтяной смеси);
- массы нефтяного газа;
- объемной доли нефти в водонефтяной смеси;
- времени исследования скважины и времени работы ее за отчетный период;
а так же косвенных измерений:
- объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;
- массы нефти в водонефтяной смеси и расходов скважины по нефти и газу.
Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09).
Лист № 2
Всего листов 5
Для измерения количества нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09);
- датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды (объемной доли нефти) в сырой нефти используются влагомер сырой нефти ВОЕСН (Госреестр № 32180-11);
В состав системы обработки информации входят: комплекс измерительновычислительный на базе модулей «ЭЛЕМЕР-EL-4000» (Госреестр № 43466-09), вторичная аппаратура средств измерений и программируемый логический контроллер Unitronics V570.
Установки обеспечивают для каждой, подключенной на измерение, нефтяной скважины:
- измерения массового расхода, массы плотности и температуры сепарированной сырой нефти;
- измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
- измерения объемной доли воды в сырой нефти;
- индикацию, архивирование и передачи результатов измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
Общий вид КТС-ИУ приведен на рисунке 1.
Рисунок 1. Общий вид КТС-ИУ
Программное обеспечение
ПО КТС-ИУ представляет собой проект «ШКУ», разработанный в среде программирования «VisiLogic». Проект предназначен для исполнения в программируемом логическом контроллере (ПЛК) Unitronics V570.
Лист № 3
Всего листов 5
Структурно проект состоит из следующих взаимосвязанных логических модулей:
- главный модуль «Main Module», запускается автоматически при включении питания и обеспечивает инициализацию остальных модулей;
- модуль «Console Driver», обслуживающий сенсорную панель управления ПЛК Unitronics;
- модуль «Archive Driver» сохраняет результаты измерений в архив;
- модули «Extercom Driver» и «Intercom Driver» обеспечивают общую настройку режимов работы КТС-ИУ и обмен данными с полевыми устройствами и верхним уровнем;
- модуль «Fieldbus Driver» реализует протоколы связи Modbus RTU;
- модуль «HMI», содержащий диалоговые окна сенсорной панели управления ПЛК Unitronics V570;
- вычислительный модуль «Measure Driver», реализующий расчетные алгоритмы КТС-ИУ;
- модуль «SD Driver», позволяющий считывать и сохранять копии настроек и архивов на SD-карту;
- модули «State Machine», «Target Driver», «Valves Driver» служат для управления исполнительными устройствами в составе КТС-ИУ.
ПО КТС-ИУ аттестовано, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-104/04-2013, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 18.11.2013 г.
Т аблица 1. Идентификационные данные ПО:
| Идентификационное наименование ПО | Идентиф икационный номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО ШКУ контроллера Unitronics V570 | 3.7 | 204500c93515f4989d6 8268afc0f9631 | MD-5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
- давление, МПа от 0,2 до 6,3
- температура, оС от 5 до 85
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с от 1 • 10-6 до 150^ 10-6
- плотность водонефтяной смеси, кг/м3 от 800 до 1180
- плотность пластовой воды, кг/м3 от 1000 до 1100
- плотность нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м3 от 0,7 до 1,2
- объемная доля воды в сырой нефти, % до 98
- объемная доля свободного газа в водонефтяной смеси, %, не более 2
Д иапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,1 до 62,5
(от 2,4 до 1500).
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) от 2 до 18750
(от 50 до 450000).
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % От 0 до 70 % | ± 2,5. ± 6; |
Лист № 4
Всего листов 5
Св.70 до 95 % ± 15;
Св. 95 до 98 % ± 30.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды, %:
От 0,1 до 70,0 % ± 1,0;
От 70 до 99,9 % ± 1,5.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объемной доли нефти, %:
От 30,0 до 99,9 % ± 4,0;
От 5,0 до 30,0 % ± 10,0;
От 2,0 до 5,0 % ± 18,0.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным
| условиям, % | ± 5,0. |
| Условия эксплуатации: -температура окружающей среды, °C первичные преобразователи | от минус 40 до 50; |
| остальная аппаратура | от 5 до 50; |
| -относительная влажность воздуха, %, не более: первичные преобразователи при температуре плюс 35°С | 95 %; |
остальная аппаратура при температуре плюс 30°С 80 %.
Параметры питания электрических цепей
- ток переменный;
- напряжение, В 2 2 СI т ?;
- частота, Гц 50±1.
Потребляемая мощность, не более 50 Вт.
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более 2040 х 2000 х 2000.
Масса, кг от 800 до 1350.
Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.
Срок службы, не менее 10 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Установка измерительная «КТС-ИУ» | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости ЭД) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0046-2013 МП «ГСИ. Установки измерительные КТС-ИУ. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 25.12.2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
1. Установка поверочная УПВ-100 (Госреестр № 32918-06).
2. Термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);
3. Термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06).
4. Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08).
5. Стенд испытательный ИС АГЗУ.
6. Стенд гидродинамический для влагомеров ВОЕСН.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в Рекомендации «ГСИ. Методика выполнения измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на отдельной скважине с помощью измерительной установки «КТС-ИУ», утверждена ФГУП «ВНИИР» 20.03.2008 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
2. ТУ 4213-020-0013793-2006 Установки измерительные «КТС-ИУ». Технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
