Назначение
Установки измерительные «МЕРА-ММ.ХХХ» (далее - установки) предназначены для циклических и непрерывных измерений расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции соответственно одной или нескольких нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую фазы с помощью сепаратора и последующим измерением массы и массового расхода жидкости, объема и объемного расхода нефтяного газа.
В сепараторе установки происходит разделение продукции нефтяных скважин на жидкую и газовую фазы. Массовый расход и масса отделенной в сепараторе жидкости в условиях сепарации (при давлении и температуре измерений) измеряется массовыми расходомерами. Объемный расход и объем отделенного в сепараторе (свободного) попутного газа в условиях сепарации измеряется объемным или массовым расходомером. Содержание объемной и массовой доли пластовой воды в отделенной в сепараторе жидкости измеряется одним из трех методов: прямым методом с применением поточного преобразователя влагосодержания, косвенным методом на основании результатов измерений плотности жидкости, каналом плотности массового расходомера, на основании результатов измерений содержания воды в лаборатории.
Содержание в нефти растворенного попутного газа в условиях измерений, содержание капельной жидкости в свободном попутном нефтяном газе рассчитывается по термодинамической модели, учитывающей свойства продукции скважины, реализованной в программном обеспечении установок.
Массовый расход и масса нефти в составе скважинной жидкости рассчитывается на основании измерений массового расхода и массы жидкости, содержания в жидкости пластовой воды, содержания в нефти растворенного газа и содержания капельной жидкости в свободном попутном газе.
Объемный расход и объем попутного газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывается на основании измеренных значений объемного расхода и объема свободного попутного нефтяного газа и содержания растворенного попутного газа в нефти.
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.
Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.
| Наименование | Регистрационный номер |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 27054-14 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass | 50998-12 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
Таблица 2 - Средства измерений расхода газа
| Наименование | Регистрационный номер |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 27054-14 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass | 50998-12 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Счетчики газа ультразвуковые СГУ | 57287-14 |
| Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 ЭВ-200» | 42775-14 |
Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды
| Наименование | Регистрационный номер |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® | 47355-11 |
| Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 | 65112-16 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т | 59365-14 |
Для измерения температуры рабочей среды используются преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.
Для измерения давления рабочей среды используются преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,25 %.
В блоке контроля и управления размещены:
-устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
-силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
Блок контроля и управления не является обязательным компонентом, оборудование может быть размещено в блоке автоматики и связи (проектируется в составе производственного объекта - куста скважин).
В составе блока контроля и управления могут быть применены следующие измерительные контроллеры.
| Наименование | Регистрационный номер |
| Системы управления модульные B&R Х20 | 57232-14 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 | 50107-12 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5209, 5232, 5305 | 56993-14 |
| Контроллеры SCADAPack 530Е и 535Е | 64980-16 |
| Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 | 69436-17 |
| Комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств программного управления «TREI-5В» | 19767-12 |
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
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 (признаки) | системы управления модульные «B&R Х20» | контроллеры на основе измерительных модулей «SCADAPack» | комплексы измерительновычислительные и управляющие на базе устройств программного управления «ТЯЕ1-5В» |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Идентификационное наименование ПО | MMBR | MMSP | MMTR |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7E36 | 7E36 | 7Е36 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | не используется | не используется | не используется |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 6 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут) | от 0,042 до 83,3 (от 1 до 2000) |
| Диапазон измерений объемного расхода нефтяного газа, 3 3 приведенного к стандартным условиям, м /ч (м /сут) | от 2 до 62500 (от 50 до 1500000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, % | ± 2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (без учета воды и попутного газа) при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % От 0 до 70 % Св.70 до 95 % Св. 95 % | ± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % | ± 5,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | Продукция нефтяных скважин |
| Параметры измеряемой среды: -давление, МПа -температура, °С -кинематическая вязкость жидкости, мм2/с -плотность жидкости, кг/м3 -объемная доля воды в скважинной жидкости, % | от 0,2 до 10,0 от -301 до 100 от 1 до 25002 от 690 до 1320 от 0 до 100 |
| Количество входов для подключения скважин | от 1 до 14 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - допустимое отклонение от номинального напряжения, % - частота переменного тока, Гц - потребляемая мощность, кВ • А, не более | 220/380 ± 15 (50 ± 1) 30 |
| Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 12360х3250х3960 6000х3250х3960 |
| Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 30000 10000 |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | УХЛ.1 |
| Срок службы, лет, не менее | 103 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 72000 |
| 1 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости 2 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает технические решения для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объёма сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально. 3 - за исключением компонентов КИПиА срок службы которых определен производителем |
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 средств измерений
Таблица 8 - Комплектность установки
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная «МЕРА-ММ.ХХХ» | - | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | - | 1 компл. |
| Методика поверки | МП 1005-9-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1005-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.ХХХ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 декабря 2019 г. Основные средства поверки:
-рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «МЕРА-ММ .XXX».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением измерительных установок «МЕРА-ММ. ХХХ» АО «ГМС Нефтемаш», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/11109-19 от 30.09.2019 выдано ФГУП «ВНИИР».
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ПНСТ 360-2019 Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
79276-20: Методика поверки МП 1005-9-2019Скачать3.6 Мб