Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ.31» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
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, объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение массы сырой нефти, отделенной в процессе сепарации, производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение объема нефтяного газа, выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, 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 значение 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 4 - 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 измерения массы и массового расхода сырой нефти используются счетчики -расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10).
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- датчики расхода газа ДРГ.М Госреестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из двух типов контроллеров:
- контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 42676-09)
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС, изготовитель ЗАО «ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).
Установки обеспечивают для каждой, подключенной на измерение, нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
- измерения среднего массового расхода и массы нефти без учета воды;
- индикацию, архивирование 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. Алгоритмы вычислений контроллеров аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения ФБУ Тюменский ЦСМ г.Тюмень 1 октября 2013 г..
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.
ПО обеспечивает следующие функции:
- управление технологическим процессом измерений (соответствие с выбранным методом измерений);
- преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые значения измеряемых величин;
- вычисление результатов измерений;
- переключение измерений между скважинами.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| qmicro | 03.12.0091 | 4CE136FE | CRC16 |
| DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3abe0f64a7c4e9 27160bd3 | МD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Общий вид контроллеров представлен на рисунках 2, 3.
Технические характеристики
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
-давление, МПа от 0,2 до 4,0
-температура, оС от 0 до 60
-кинематическая вязкость жидкости, м2/с от 1Т0-6 до 150Т0-6
-плотность жидкости, кг/м3 от 700 до 1180
-максимальное содержание газа
при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т до 1000
-объемная доля воды в сырой нефти, % до 99
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,2 до 62,5
(от 5 до 1500).
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) от 2 до 62500
(от 50 до 1500000).
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 % св.70 до 90 % св.90 до 98 % св.98 до 99 %
± 6; ± 15; ± 43; ± 80.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %: от 0,01 до 50% от 50 до 90% от 90 до 100%
± 0,5; ± 1,0; ± 0,66.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %
± 5,0.
± 0,3.
± 0,5.
± 0,1; ± 1,0; ± 0,1;
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
__о/~ч
измерений температуры, С
Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
- при измерении времени (относительная), %
- алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), %
± 0,025. от 1 до 14.
220/380 В ± 15 %. не более 30 кВ А.
Количество входов для подключения скважин Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц Потребляемая мощность,
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:
- блока технологического 12360 х 3250 х 3960 мм;
- блока контроля и управления 6000 х 3250 х 3960 мм. Масса, не более:
- блока технологического 30000 кг;
- блока контроля и управления 10000 кг. Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69. Срок службы, не менее 10 лет. По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с
производствами категории А по ВНТП 01/87/04-84 и НПБ105-03.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
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 «Мера-ММ.31» | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0033-13 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.31». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24 июля 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %;
расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %;
-частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,5 10-7;
-ареометр АОН-1, (940.1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3;
-датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %;
-датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %.
- термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);
- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06).
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99);
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ.31», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 1 октября 2013 г.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.31»
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
2. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические
условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
