Назначение
Установки измерительные «Мера-МР» (далее - установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы скважинной жидкости, нефти и воды, а также объемного расхода и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси без предварительной сепарации многофазного потока прямым методом динамических измерений.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях объемного содержания, плотности и скорости течения нефти, воды и попутного нефтяного газа с применением многофазных расходомеров (далее - МФР) с последующим вычислением массы и массового расхода нефти (жидкости в составе нефтегазоводяной смеси), массы и массового расхода нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, и объемной доли воды в жидкости с помощью вычислительного компьютера МФР.
В зависимости от исполнения в состав установок входят технологический блок (далее - БТ), блок контроля и управления (далее - БК), блок переключения скважин (далее - БПС). БПС предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем распределительного устройства (далее - РУ), служащего для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к МФР, расположенному в БТ, а остальных - к коллектору. РУ может находиться как в БПС, так и в БТ.
В БТ размещены:
- МФР;
- трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов МФР, с выходным коллектором, а входа МФР - с распределительным устройством;
- средства измерений (далее - СИ) давления, температуры;
- устройство для ручного отбора проб.
В БК размещены:
- шкаф управления с контроллером, предназначенным для сбора информации и для управления БПС, а также для архивирования, индикации информации и передачи ее на верхний уровень;
- шкаф силовой для питания систем БТ и БК;
- вторичные устройства для СИ, установленных в БТ.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. СИ, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.
Т а б л и ц а 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
| Наименование средства измерений | Регистрационный № |
| Расходомер многофазный Roxar MPFM 2600 | 60272-15 |
| Расходомер многофазный Vx Spectra | 60560-15 |
| Расходомер многофазный AGAR MPFM | 65061-16 |
| Расходомер многофазный Pietro Fiorentini | 74242-19 |
| Системы управления модульные B&R X20 | 57232-14 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 | 50107-12 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305 | 56993-14 |
| Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200 | 66213-16 |
| Контроллеры программируемые DirectLOGIC | 65466-16 |
Общий вид установки представлен на рисунке 1
Рисунок 1 - Общий вид установки.
Схема пломбировки от несанкционированного доступа в зависимости от используемого контроллера, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунках 2, 3, 4, 5.
Рисунок 2 - Место пломбировки от несанкционированного доступа контроллера SCADAPack.
Рисунок 3 - Место пломбировки от несанкционированного доступа устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200.
Рисунок 4 - Место пломбировки от несанкционированного доступа контроллера программируемого DirectLOGIC
Рисунок 5 - Место пломбировки от несанкционированного доступа системы управления модульной B&R X20
Знак поверки установки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установки в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) соответствует уровню, указанному в описании типа МФР согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Roxar MPFM 2600 | Vx Spectra | AGAR MPFM | Pietro Fiorentini |
| Идентификационное наименование ПО | Service Console | DAFC MK4 | AGAR DAS | FlowCalc |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0 | 4.6.5.18 и более поздние | - | не ниже 36130 |
| Цифровой идентификатор ПО | не применяется | для файла dafc: 05A759D6E63D AFC4FAF6BFFD 7C9AE71FB0766 845 | - | не применяется |
| Другие идентификационные данные | отсутствуют |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефти (жидкости в составе нефтегазоводяной смеси)1), т/ч (т/сут) | от 0,1 до 2000 (от 2,4 до 48000) |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях в составе газожидкостной смеси2) м3/ч | от 0 до 3080 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода нефти3), % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях)4), %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% - свыше 95% | ±6 ±15 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям5), % | ±5 |
| 1) Конкретный диапазон измерений массы и массового расхода жидкости зависит исполнения установки 2) Конкретный диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа зависит от исполнения установки 3) При использовании в составе установки расходомера многофазного Pietro Fioren-tini исполнения Flowatch 3i пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти не превышают ±5,0 %. 4) При использовании в составе установки расходомера многофазного Pietro Fioren-tini исполнения Flowatch 3i пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при содержании объемной доли воды в нефти: - от 0 до 70 % ±10,0%. 5) При использовании в составе установки расходомера многофазного Pietro Fiorentini исполнения Flowatch 3i пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям не превышают ±10,0 %. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Диапазон температуры измеряемой среды, оС | в зависимости от выбранного типа МФР в составе установки |
| Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/с |
| Диапазон плотности нефти, кг/м3 |
| Объемная доля воды в нефти, % | от 0 до 100 |
| Диапазон объемного содержания газа в потоке, % | от 0 до 100 |
| Технические характеристики: |
| Количество входов для подключения скважин, шт | от 1 до 14 |
| Параметры питания электрических цепей: - род тока - напряжение, В - частота, Гц - потребляемая мощность, кВт, не более | переменный 380/220±15 50±1 30 |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички БТ, БК - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Комплектность установок приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная «Мера-МР» в том числе: БТ; БК | | 1 шт. |
| Эксплуатационная документация | | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1216-9-2020 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «МЕРА-МР» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/87014-16). регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2021.38748.
Нормативные документы
1. ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
2. ТУ 3667-054-00137182-2013 Технические условия Установки измерительные «Мера-МР».
