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.
