Установки измерительные Мера-ММ.4Х

Назначение

Установки измерительные «Мера-ММ.4Х» (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, 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 кориолисовыми счетчиками-расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами-счетчиками, позволяющими 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 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 в зависимости от комплектации:

-    счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);

-    счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);

-    расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);

-    расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

-счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11).

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

-    счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);

-    счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);

-    расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);

-    расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

-    расходомеры - счетчики вихревые 8800 (Госреестр № 14663-12);

-    расходомеры - счетчики вихревые объемные Yewflo DY (Госреестр №17675-09);

-    счетчики газа вихревые СВГ.М (Госреестр № 13489-13);

-    счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 43981-10);

-    счетчик газа DYMETIC-9423 (Госреестр № 37418-08);

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

-    влагомер поточный моделей F (Госреестр № 46359-11);

-    влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);

-    влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

-    влагомер нефти поточный ПВН-615.001 (Госреестр № 39100-09);

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

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 трех типов контроллеров:

-    устройства распределенного ввода/вывода SIMATIC ET200 фирмы Siemens AG, Г ермания (Госреестр № 22734-11);

-    контроллеры программируемые DL205 фирмы Automation Direct, Япония, США (Госреестр № 17444-11);

-    контроллеры SCADAPack32 на основе измерительных модулей серии 5000 фирмы Control Microsystems Inc., Канада (Госреестр № 16856-08).

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 обезвоженной нефти;

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

Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.

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 № 01.00284-2010-071/04-2012 от 20.11.2012 г., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

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 установок 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.

Таблице 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «А» согласно МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

-давление, МПа    от 0,2 до 6,3

-температура, оС    от минус 5 до плюс 90

-кинематическая вязкость жидкости, м2/с    от 1 • 10-6 до 150-10-6

-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 98

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

(от 5 до 2000).

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный 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 %

± 6; ± 15; ± 40.

Св.70 до 95 %

Св. 95 до 98 %

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, %:

-    при комплектации измерителями обводненности Red Eye:

От 0 до 50%

± 0,85; ± 1,0; ± 0,5;

От 50 до 70%

От 70 до 100%

-    при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2, влагомерами поточными модели F, %:

До 70%

± 1,0;

± 0,7; ± 0,9;

± 0,5; ± 1,0;

-    при комплектации влагомерами нефти поточными ПВН-615.001, %:

От 0,01 до 50%

От 50 до 70%

-    при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %:

От 0,01 до 50%

От 50 до 70%

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.

± 15 %. не более 30 кВ А.

Количество входов для подключения скважин Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В 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 ВНТП01/87/04 и НПБ105-95.

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

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0032-13 МП «Установки измерительные МЕРА-ММ.4Х. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 17 июня 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 № 22237-08);

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15 августа 2013 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ»

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.