Назначение
Установки измерительные «НАФТА-СКАН» (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости), объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) без учета воды.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе нефтегазоводяной смеси, поступающей из скважины, на жидкую фазу нефтегазоводяной смеси и свободный нефтяной газ. При подключении к установке более одной скважины, измерение количества продукции скважин производится отдельно для каждой скважины в установленном порядке. Порядок проведения измерений по каждой скважине, в том числе периодичность и длительность замеров, устанавливается при проведении пусконаладочных работ установок на месте эксплуатации в зависимости от производительности подключенных скважин.
По методу измерений установки изготавливается в двух исполнениях:
- исполнение 1 - измерение массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды производится комбинированным способом с применением результатов измерений поточного влагомера и канала измерения плотности массового счетчика-расходомера;
- исполнение 2 - измерение массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды производится комбинированным способом с применением результатов измерений плотности компонентов водонефтяной смеси и плотности водонефтяной смеси по каналу измерения плотности массового счетчика-расходомера.
По числу обслуживаемых скважин установки изготавливаются в двух модификациях:
- многоскважинная - предназначена для измерения продукции от двух и более скважин;
- односкважинная - предназначена для измерении продукции от одной скважины или от нескольких скважин при подключении внешнего переключающего устройства.
Установка многоскважинной модификации изготавливается в стационарном исполнении. Установка односкважинной модификации может иметь стационарное или мобильное исполнение. В мобильном исполнении установка размещается на автомобильном шасси повышенной проходимости.
Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков.
В состав БТ входят:
- измерительный и распределительный модули (многоскважинная модификация);
- измерительный модуль (односкважинная модификация).
В состав измерительного модуля БТ входит следующее оборудование и средства измерений (далее - СИ):
- трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом отбора проб (узел отбора проб устанавливается по отдельному требования заказчика);
- счетчик-расходомер массовый (для измерений массового расхода и массы сырой нефти);
- счетчик-расходомер массовый или счетчик (расходомер) объемного расхода газа (для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям);
- средство измерений влагосодержания нефтегазоводяной смеси (в исполнении 1);
- датчики давления;
- датчики температуры;
- манометры;
- устройство определения уровня жидкости в сепараторе (может быть реализовано на основе СИ разности давлений, СИ гидростатического давления столба жидкости, поплавкового устройства или сигнализаторов уровня);
- электронасосный агрегат;
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигна-лизации.
В многоскважинной модификации БА размещается в отдельном утепленном блок-боксе, установленном на одном, либо раздельных основаниях с БТ. В односкважинной модификации БА размещается в обогреваемом взрывозащищенном корпусе и устанавливается на одном основании с БТ.
В БА многоскважинной модификации размещены:
- шкаф контроля и управления с системой обработки информации (далее - СОИ);
- силовой шкаф;
- устройство управления исполнительными механизмами;
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигна-лизации;
- система автоматического ввода резервного питания (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- система телемеханики (устанавливается по отдельному требованию заказчика).
В БА односкважинного исполнения размещены:
- шкаф контроля и управления с СОИ;
- силовой шкаф;
- устройство управления исполнительными механизмами.
В состав СОИ входят:
- контроллер программируемый логический;
- вторичная аппаратура СИ, входящих в состав установки.
Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.
Перечень СИ, которыми комплектуются установки, приведен в таблице 1.
Условное обозначение установки:
НАФТА-СКАН - Х- Х- Х- Х- Х Х
| Исполнение | | |
| Рабочее давление, МПа | |
Количество измеряемых скважин
Максимальный расход сырой нефти, т/сут Максимальный объемный расход газа, м3/сут.
Обозначение технических условий
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
| Наименование | Регистрационный номер |
| Счетчики-расходомеры массовые MicroMotion | 45115-16 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 | 57484-14 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 27054-14 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 |
| Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| Датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные DYMETIC-1223 | 37419-08 |
| Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 | 43981-11 |
| Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4070 | 52514-13 |
| Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» | 42775-14 |
| Вычислители УВП-280 | 53503-13 |
| Приборы вторичные теплоэнергоконтроллеры ИМ2300 | 14527-17 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ | 42678-09 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Контроллеры программируемые логические МКLogic200 | 67996-17 |
Внешний вид установки приведен на рисунке 1.
Защита установки от несанкционированного доступа производится пломбированием контроллера программируемого логического из состава установки. Внешний вид и место пломбировки контроллера приведено на рисунке 2.
Рисунок 1 - Внешний вид установки измерительной «НАФТА-СКАН» (блок технологический)
Рисунок 2 - Место пломбировки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СОИ предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на блок сигнализации и управления.
В процессе измерений СОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам, обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.
Комплекс ПО состоит из двух частей:
1. ПО операторской панели.
2. ПО контроллера.
ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.
Исполняемый код ПО контроллера, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера СОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в Таблице 2.
Уровень защиты ПО установок «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установок.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «НАФТА-СКАН» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 0.0.1.0 и выше |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Исполнение Исполнение 1 2 |
| Диапазон измерений массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, т/ч (т/сутки) | от 0,04 (1) до 20,8 (500) |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным 3 3 условиям, м /ч (м /сутки) | от 1,67 (40) до 5000 (120000) |
Продолжение таблицы 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях: - массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной сме- | ±2,0 | ±2,5 |
| си, % - массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды при содержании воды (в объемных долях %), % - до 70% | ±5,0 | ±6,0 |
| - от 70 до 95% | ±10,0 | ±15,0 |
| - от 95 до 99% | ±20,0 | ±30,0 |
| - объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенных к стандартным условиям, % | ±5,0 | ±5,0 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | продукция нефтяных скважин |
| Рабочее давление, МПа | от 0,3 до 4,0 |
| Температура измеряемой среды, °С | от 0 до +90 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более | 98 |
| Плотность измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3, не более | 1200 |
| Вязкость измеряемой среды, мм /с, не более | 500 |
| Массовая доля механических примесей в измеряемой среде, %, не более | 0,2 |
| Количество подключаемых скважин, шт. | от 1 до 14 |
| Диаметр условного прохода входного патрубка DN, мм | от 50 до 80 |
| Диаметр условного прохода выходного патрубка DN, мм | от 50 до 150 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±10%/230±10% 50±0,4 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более: - односкважинная модификация - многоскважинная модификация | 15 25 |
| Габаритные размеры (высотахширинахдлина), мм, не более - односкважинная модификация - многоскважинная модификация | 4400x2484x2950 9200x3180x2950 |
| Масса, кг, не более - односкважинная модификация - многоскважинная модификация | 8 500 19 300 |
| | |
| Условия эксплуатации - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % среднегодовое значение при 15 °С верхнее значение при 25 °С - атмосферное давление, кПа | от -60 до +40 75 100 от 86,6 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
| Средняя наработка на отказ, час | 80 000 |
Знак утверждения типа
наносится в верхнем левом углу титульного листа руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока - методом гравировки или шелкографии.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная | «НАФТА-СКАН-Х-Х-ХХХ-ХХХХХХ» | 1 шт. |
| Установка измерительная «НАФТА-СКАН». Руководство по эксплуатации | КДНА 366713.017.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Установка измерительная «НАФТА-СКАН». Паспорт | КДНА 366713.017.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «НАФТА-СКАН». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0188-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0188-18 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «НАФТА-СКАН». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 1 февраля 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %;
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном измерений массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки при первичной и периодической поверке наносится на свидетельство о поверке установки.
Сведения о методах измерений
МН 800-2017 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и объем нефтяного газа. Методика измерений с применением Установки измерительной «НАФТА-СКАН», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 21 июня 2017 г. (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-079/02-2017 от 21.07.2017).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ТУ 28.99.39-046-00137093-2017 «Установки измерительные «НАФТА-СКАН». Технические условия»
72794-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0188-18 МПСкачать832.6 Кб