Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ.61» (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 кориолисовыми счетчиками, позволяющими по измеренным значениям массы газа, плотности газа, приведенной к стандартным условиям 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.
Для измерения массы и массового расхода сырой нефти и объема нефтяного газа используются счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
В блоке контроля и управления размещены:
- контроллер со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;
Лист № 2
Всего листов 5
- силовой шкаф для питания контроллера, 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 могут выпускаться в двух модификациях с влагомером и без влагомера.
Измерения массы и массового расхода нефти в установках без влагомера производятся косвенным методом исходя из лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти, введенных в память контроллера.
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.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.61». Общий вид.
Лист № 3
Всего листов 5 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.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1.
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| qmicro | 03.14.001791 | 1420.2341 | CRC16 |
| DebitCalc | 03.14.001891 | 1520.2341 | CRC16 |
Нормирование метрологических характеристик Установки проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью Установки.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
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 %
Св.70 до 95 %
Св. 95 до 99%
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % ± 5,0.
Условия эксплуатации:
| Диапазон избыточного рабочего давления, МПа | от 0,2 до 4,0 |
| Диапазон температур, оС | от 0 до плюс 60 |
| Диапазон кинематической вязкости жидкости, м2/с | от 140’6 до 150-10"6 |
| Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 Объемная доля воды в сырой нефти, % Значение газового фактора при стандартных условиях, м3/т Количество входов для подключения скважин Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В, % Потребляемая мощность, не более, кВ •А Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более, мм: | Всего листов 5 от 700 до 1180. до 99. до 1000. от 1 до 14. ± 15. 30. |
| - блока технологического - блока контроля и управления Масса, не более, кг: | 12360 х 3250 х 3960; 6000 х 3250 х 3960. |
| - блока технологического - блока контроля и управления | 30000; 10000. |
Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.
Средняя наработка на метрологический отказ, ч Срок службы, не менее, лет
20000.
10.
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.61» | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 57865-14 «Инструкции. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.61». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 17 марта 2014 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей ОГМ-0001 (№ 3.2.ГНЭ.0001.2014), ОГМ-0002 ((№ 3.2.ГНЭ.0002.2014), расход жидкости от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,8 %, расход газожидкостной смеси от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,8 %, расхода газа от 4 до 62500 м3/ч, с пределом относительной погрешности ± 1,6 %
Средства поверки для средств измерений, входящих в состав установки, указаны в документах на их поверку.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ.61», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 20 марта 2014 г.
Лист № 5
Всего листов 5 Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.61»
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.
