Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ.х2.С» (далее - установки) предназначены для непрерывных или дискретных измерений расхода и количества компонентов продукции нефтяных скважин.
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти;
- измерения среднего объёмного расхода и объёма свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.615-2005;
- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении (сепарации) продукции скважины на жидкую и газовую фазы и последующем измерении количества каждой фазы.
Измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся с использованием показаний счётчика жидкости ТОР по объёму сырой нефти, показаний поточного влагомера или лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти и введённых в память устройства обработки информации в качестве условно постоянной величины.
Установка состоит из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещённым внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены:
- распределительное устройство;
- сепаратор;
- первичные измерительные преобразователи расхода в жидкостной и газовой линиях, объёмной доли воды в сырой нефти, давления и температуры;
- трубопроводная обвязка.
Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.
Сепаратор представляет собой горизонтальный стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя накапливаемой жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор через измерительные линии газа и жидкости, оснащённые соответствующими измерительными преобразователями.
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.
Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб в жидкостной и газовой линиях, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказной спецификацией.
Установка имеет встроенное программное обеспечение, выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установки и влияющее на её метрологические характеристики. Программное обеспечение обладает идентификационными признаками и имеет защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений.
Технические характеристики
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
| - давление, МПа | от 0,2 до 4,0 |
- температура, °C от минус 5 до плюс 90
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с от 1-10'6 до 120-Ю'6
| - плотность жидкости, кг/м3 - максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т - влагосодержание, % Верхний предел массового расхода жидкости, кг/ч (т/сут) | от 700 до 1180 до 1000 до 100 16600(400) 62500(1500) |
| Нижний предел массового расхода жидкости, в процентах от верхнего предела, не более Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти,% Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды), %, при влагосодержании: | 1 ±2,5 |
| - от 0 до 70 % - св. 70 до 95 % - св. 95 % | ± 6 ± 15 В соответствии с методикой |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объёма и объёмного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % Пределы измерений давления рабочей среды, МПа Пределы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления, % | измерений ± 5 от 0,2 до 4,0 ±0,3 |
Пределы измерений температуры рабочей среды, °C от минус 5 до плюс 90
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
установки при измерении температуры, °C
Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведённая), %
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
- при измерении времени (относительная), %
- при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), % ± 0,025
| 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: | от 1 до 14 380 В ±15 % не более 10 кВ-А |
- блока технологического 10360 х 3250 х 3960 мм
- блока контроля и управления 3140 х 3250 х2640 мм
Масса составных частей установки не более:
- блока технологического 20 000 кг
- блока контроля и управления 2500 кг
Климатическое исполнение УХЛ. 1 по ГОСТ 15150-69
Срок службы не менее 10 лет
По взрывопожарной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категорий А по ВНТП 01/ 87/ 04 и НПБ 105-95.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического - В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.0-99.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Мера-ММ | Мера-ММ | 1.Х2.С | Переменный (8-разрядное число) | Познаковое алгебраическое сложение 8-раз-рядных кодов: - заводского номера контроллера; - даты изготовления; - даты последней поверки |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «В» согласно МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока контроля и управления шелкографией или методом аппликации.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Блок технологический | 1 компл. |
| Счетчик жидкости турбинный ТОР (в составе блока технологического) | 1 шт.* |
| Счётчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (F) (в составе блока технологического) | 1 шт. |
| Счётчик-расходомер массовый кориолисовый модели RCCS (в составе блока технологического) | 1 шт.* |
| Влагомер сырой нефти ВСН-АТ (в составе блока технологического) | 1 * 1 шт. |
| Блок контроля и управления | 1 компл. |
| Комплект запасных частей и инструментов | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
| Примечание - ’В соответствии с заказом. |
Поверка
Осуществляется по документу «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.х2.С» Методика поверки 3667-ПМ2.С-00137182-2010», утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ» в декабре 2010 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33 на расход от 0,45 до 1500 кг/ч с относительной погрешностью ±0,1 %;
- расходомер кориолисовый массовый RCCS39 на расход от 43 до 120 000 кг/ч с относительной погрешностью ±0,1 %;
- датчик расхода газа ДРГ.М-160 с относительной погрешностью ± 1,5 % в диапазоне расходов от 8 до 16 и от 144 до 160 м3/ч, ± 1 % в диапазоне расходов от 16 до 144 м3/ч;
- датчик расхода ДРГ.М-2500 с относительной погрешностью ± 1,5 % в диапазоне от 125 до 250 и от 2250 до 2500 м3/ч, ± 1 % в диапазоне от 250 до 2250 м3/ч;
Сведения о методах измерений
Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика выполнения измерений измерительными установками «Мера-ММ.х2.С». Аттестована 10 декабря 2010 г. Аттестат № 374/01.00248-2008/2010.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объёма.
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
3. ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования.
4. ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка.
5. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.
Рекомендации к применению
Государственные учётные операции.
