Установки измерительные МЕРА-МИГ

Назначение

Установки измерительные «МЕРА-МИГ» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется величина массы нефти без учета воды.

Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления.

Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.

В блоке технологическом размещены: распределительное устройство, сепаратор, расходомер жидкостной, расходомер газовый, первичные измерительные преобразователи температуры, давления с токовым выходом от 4 до 20 мА, трубопроводная обвязка.

Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.

Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.

Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.

Для измерений массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

-    счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

-    расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (регистрационный № 50998-12);

-    расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

-    счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

-    расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);

-    счетчики газа вихревые СВГ (регистрационный № 13489-13);

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются:

-    измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 47355-11).

В блоке контроля и управления размещены:

-    устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;

Лист № 2 Всего листов 5

-    вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в технологическом блоке;

-    силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.

В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:

-    контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (регистрационный № 15772-11);

-    контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы «Schneider Electric SA», Франция (регистрационный № 50107-12);

-    контроллеры программируемые DL205 (регистрационный № 17444-11).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

-    измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

-    измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;

-    измерения массового расхода и массы нефти без учета воды;

-    индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики установок, хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. После включения электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-изготовителе контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.

Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

-давление, МПа    от 0,2 до 6,3

-температура, оС    от - 5 до +90 -кинематическая вязкость жидкости, м2/с от 1 • 10-6 до 50040-6

-плотность жидкости, кг/м    от 680 до 1250 -максимальное содержание газа

при стандартных условиях (газовый фактор), м /т    до 1000

-объемная доля воды в сырой нефти, %    до 99,9

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)    от 0,2 до 83,3

(от 2 до 2000)

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,

33

приведенный к стандартным условиям, м /ч (м /сут)    от 2 до 20830

(от 50 до 500000)

Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений массы и массового расхода сырой нефти, %    ±2,5

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 включ. %    ±5;

св.70 до 95 %    ±10

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении

объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, % ±5,0 Пределы допускаемой приведенной погрешности установки

при измерении давления*, %    ±0,3

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки

при измерении температуры, оС    ±0,5

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении перепада давления, %

Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:

±0,3

±0,1

±1,0

±0,1

±0,025

от 1 до 14

-    при преобразовании токовых сигналов (приведенная*), %

-    при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.

-    при измерении времени (относительная), %

-    при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), %

Количество входов для подключения скважин Параметры электрического питания:

220/380±15 % (50±1)

15

12360 х 3250 х 3960; 6000 х 3250 х 3960

30000

10000

20

-напряжение переменного тока, В

-частота переменного тока, Гц Потребляемая мощность, кВ • А, не более

Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

Масса, кг, не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

Срок службы, лет, не менее

*-нормирующим значением приведенной погрешности является верхний предел диапазона измерений

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 0409-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-МИГ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 марта 2016 г.

Основные средства поверки:

-    Государственный первичный специальный эталон массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

либо:

-    рабочий эталон массового расхода газожидкостных смесей 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «МЕРА-МИГ», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень 21 декабря 2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-МИГ»

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков