Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ.51» (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 позволяющим 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 и объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
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 измерительные R-AT-MM, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 43692-10)
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.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.51». Общий вид.
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.51». Общий вид.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров аттестованы, свидетельство об аттестации программного обеспечения № ПО/014-2011 от 10.03.2011 г., выдано ГЦИ СИ ООО КИП «МЦЭ».
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.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3abe0f64a 7c4e927160bd3 | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-3.
Рисунок 2 - Общий вид контроллеров АТ-8000
Рисунок 3 - Общий вид контроллеров R-AT-MM.
Технические характеристики
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
- давление, МПа
- температура, оС
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с
- плотность жидкости, кг/м3
- максимальное содержание газа
при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т
- объемная доля воды в сырой нефти, %
от 0,2 до 6,3
от минус 5 до плюс 90
от 1-10-6 до 150-10-6
от 700 до 1180
до 1000
до 98
| 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, 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; Св.70 до 95 % ± 15; Св. 95 до 98 % ± 40. Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, %: - при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2, %: До 70% ± 1,0; - при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %: От 0,01 до 50% ± 0,5; От 50 до 90% ± 1,0; От 90 до 98% ± 0,66. Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % ± 5,0. Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % ± 0,3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, оС ± 0,5. Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации: - при преобразовании токовых сигналов (приведенная), % ± 0,1; - при измерении числа импульсов (абсолютная), имп. ± 1,0; - при измерении времени (относительная), % ± 0,1; - алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), % ± 0,025. Количество входов для подключения скважин от 1 до 14. Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В ± 15 %. |
| Потребляемая мощность, | не более 30 кВ •А. |
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 НПБ105-03.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia 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.51» | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0042-13 МП «ГСИ. Установки измерительные
МЕРА-ММ.51. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ
ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18 октября 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,15 %;
- расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,15 %;
- частотомер Ч3-57, ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,540-7;
- 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.51», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 7 октября 2013 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 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
