Установки измерительные Сатурн. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Установки измерительные Сатурн

Основные
Тип Сатурн
Год регистрации 2010
Дата протокола Приказ 1983 п. 12 от 12.12.201403д2 от 29.07.10 п.48413д2 от 24.12.09 п.11
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 38765
Примечание 12.12.2014 продлен срок свидетельства
Срок действия сертификата 12.12.2019
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ТУ 3667-002-97304994-2009
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

Назначение

Установки измерительные «Сатурн» (далее - установки) предназначены для непрерывных или дискретных измерений расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования, обработки и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Описание

В состав установки входят:

- блок технологический (далее - БТ);

- блок контроля и управления (далее - БК).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установки.

В БТ размещены:

- сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси);

- устройство распределительное (далее - УР), служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ).

- трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с УР;

- система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для управления процессом накопления жидкости в ЕС и его опорожнения, а также для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС;

- система измерений количества жидкости и газа;

- СИ давления, температуры (при необходимости) и гидростатического давления (при необходимости).

Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:

- уровнемер (датчик гидростатического давления, поплавок и др.), при необходимости;

- запорную и запорно-регулирующую арматуру (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.) в газовой (далее - РРГ) и в жидкостной (далее - РРЖ) линиях. Состояния РРГ и РРЖ определяются либо заданной высотой уровня жидкости в ЕС, либо перепадом давления между ЕС и коллектором.

Установка имеет измерительную линию сырой нефти и измерительную линию газовой фазы продукции скважин.

В зависимости от исполнения, в состав системы могут входить расходомеры массовые жидкости и газа следующих моделей:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-10);

- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

- счетчики-расходомеры массовые кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (Госреестр 27054-14);

Для измерений объемной доли воды в жидкости используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

Всего листов 5

БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы следующего оборудования:

- контроллера измерительного R-AT-MM (Госреестр № 43692-10) или контроллера измерительного АТ-8000 (Госреестр № 42676-09), предназначенного для сбора и обработки информации, получаемой от СИ, а также для управления системой регулирования уровня жидкости в ЕС и устройством распределительным, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;

- шкафа силового для питания контроллера, СИ, систем отепления, освещения, вентиляции и сигнализации;

- вторичных измерительных преобразователей СИ, размещенных в БТ (при наличии);

- клеммных колодок.

У становка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- прямые и/или косвенные измерения (в зависимости от моделей расходомеров жидкости и газа, входящих в комплект поставки) объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации свободного нефтяного газа (далее - газ) с приведением к стандартным условиям;

- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в жидкости;

- косвенные измерения массового расхода и массы сырой сепарированной безводной нефти (далее - нефть).

При подаче газожидкостной смеси установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущее значение влагосодержания жидкости, а контроллер обрабатывает информацию СИ.

Измерительный контроллер размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в промышленную сеть системы телемеханики.

В установке предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя). Схемы пломбировки СИ в составе установки соответствуют МИ 3002-2006.

Рисунок 1 - 3D изображение оборудования блока технологического

Обозначение установки при заказе:

1

2

3

4

ИУ «Сатурн»

-4

-8

-400

1 - наименование;

2 - максимальное рабочее давление, МПа;

3 - количество входов для подключения к скважинам;

4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;

Программное обеспечение

Обработка сигналов контроллером измерительным R-AT-MM или АТ-8000, выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии ПО (алгоритма)

Цифровой идентиф икатор ПО (контрольная сумма)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM

DebitCalc

V0.1

3a0442256a3abe0 f64a7c4e927160b d3

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Диапазон измеряемого объемного расхода газа определяется типоразмером применяемого счетчика газа (согласно заказу).

Количество входов для подключения скважин                                   от 1 до 14

Рабочая среда - продукция нефтяных и газоконденсатных скважин с основными

параметрами:

от 0,2 до 4,0

от 5 до 90 от 140-6 до 15040-6 от 680 до 1100 от 4 до 10 000 от 5 до 2 000 000 от 10 до 25000 98

2

- избыточное рабочее давление, МПа

- температура, С

- кинематическая вязкость жидкости, м2/с

- плотность жидкости, кг/м3

- массовый расход жидкости, т/сутки

- объемный расход газа в нормальных условиях, м3/сутки

- максимальное значение газового фактора в нормальных условиях, м3/т

- обводненность сырой нефти, %, не более

- содержание сероводорода, %, не более

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %

- массы и массового расхода сырой нефти

- массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

-до 70 %

- от 70 % до 95 %

- свыше 95 %

Лист № 4

Всего листов 5 пределы допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утверждаемым и аттестуемым в установленном порядке

- объема и объемного расхода свободного нефтяного газа Потребляемая мощность, кВ-А, не более

±5

10

380 57; 220 ,

50±1

8160х3250х3400

3140 х 3250 х2640

15 000

2 500

10

Напряжение питания, В

Частота напряжения электропитания, Гц

Габаритные размеры БТ, мм

Г абаритные размеры БК, мм

Масса БТ, кг

Масса БК, кг

Средний срок службы, лет

Знак утверждения типа

наносят на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи БТ методом фотохимического травления или аппликацией, а также на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки установки входят:

- блок технологический                                               1 шт.

- блок контроля и управления                                         1 шт.

- комплект ЗИП                                                 1 компл.

- эксплуатационная документация                                  1 компл.

- Методика поверки 3667-002-97304994-2010 МП                     1 экз.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 3667-002-97304994-2010 МП «Установки измерительные «Сатурн». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 06.09.2010 г.

Основные средства поверки:

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- счетчик-расходомер массовый кориолисов RCCS33, диапазон расходов от 0,15 до 1,5 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- счетчик-расходомер массовый кориолисов RCCS36, диапазон расходов от 1,7 до 17 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- счетчик-расходомер массовый кориолисов RCCS39, диапазон расходов от 10 до 170 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- счетчик газа СВГ-160, диапазон расходов от 8 до 160 м3/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ±2,5 %;

- счетчик газа СВГ-2500, диапазон расходов от 125 до 2500 м3/ч,   пределы

допускаемой основной относительной погрешности ±2,5 %;

- установка поверочная дистилляционная УПВН-2 для поверки преобразователей влагосодержания нефти;

- другие эталонные и вспомогательные средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.

Сведения о методах измерений

изложены в документах «ГСИ. Масса нефти сырой обезвоженной в продукции нефтяных скважин. Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», № ФР.1.29.2010.07947 «ГСИ. Объем попутного газа в продукции нефтяных скважин.

Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», № ФР.1.29.2010.07948.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.615-2005. «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2 ГОСТ 8.510-2002. «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

3 ТУ 3667-002-97304994-2009. «Установки измерительные «Сатурн» Технические условия».

Рекомендации к применению

- при выполнении государственных учетных операций.

Развернуть полное описание