Назначение
Установки измерительные «Сатурн-С» (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 и гидростатического давления (при необходимости).
Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:
- уровнемер (датчик гидростатического давления, поплавок и др.);
- 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 измерительной линии сырой нефти производятся измерения:
- массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);
- содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);
- температуры и давления сырой нефти.
В измерительной линии газовой фазы продукции скважин производятся измерения:
- объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками газа ультразвуковыми FLOWSIC 600 (номер в Госреестре СИ РФ 43981-11);
- температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.
В качестве устройства обработки информации применяются контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), которые размещаются 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 компьютерную сеть.
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-С» | -4 | -8 | -400 |
- наименование;
2 - максимальное рабочее давление, МПа;
3 - количество входов для подключения к скважинам;
4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;
Дополнительно указываются тип и модификация используемого счетчика-расходомера массового.
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 идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3abe0f6 4a7c4e927160bd3 | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Диапазон измерений объемного расхода свободного газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч от 6 до 130 000.
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа (приведенного к стандартным условиям), %
Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч от 4 до 250.
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, %
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., %
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., %
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении
| массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 95 до 98 % включ., % Количество входов для подключения скважин Рабочая среда на входе установки- продукция нефтяных скважин с основными параметрами: | По методике измерений. от 1 до 14 |
| - избыточное рабочее давление, МПа - температура, оС - обводнённость сырой нефти, %, не более Условия эксплуатации: | от 0,2 до 16; от плюс 5 до плюс 90; 98. |
| - диапазон относительной влажности окружающей, % - диапазон температур окружающего воздуха, °С Напряжение питания от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц, В Потребляемая мощность, кВ-А, не более Габаритные размеры (ширина, длина, высота), мм, не более: | от 30 до 90; от минус 40 до плюс 60. 3 8 0 37; 220 ^3|. 10. |
| - БТ - БК | 8160х3250х3400; 3140 х 3250 х2640. |
Масса, кг, не более:
| - БТ - БК Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет | 15000; 2500. 40000. 10. |
Знак утверждения типа
наносят на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом и на функциональные блоки установки в виде наклейки.
Комплектность
В комплект поставки установки входят:
- блок технологический 1 шт.
| - блок контроля и управления - комплект ЗИП | 1 шт. 1 компл. |
| - эксплуатационная документация - Методика поверки | 1 компл. 1 экз. |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом «Установки измерительные «Сатурн-С». Методика поверки». МЦКЛ.0041.МП, утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 2.03.2012 г.
Основные средства поверки:
- счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10) типоразмера, соответствующего диапазону измерений массового расхода жидкости установки и с пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,15%;
- установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Госреестре СИ РФ 42952-09, диапазон воспроизведения объёмной доли воды 0...'100%, пределы абсолютной погрешности воспроизведения объёмной доли воды в поверочной жидкости не более ± 0,1%;
- другие эталонные средства измерений и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.
Сведения о методах измерений
изложены в документе «Масса нефти сырой обезвоженной в продукции нефтяных скважин. Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», № ФР.1.29.2010.07947 и в руководстве по эксплуатации «Установки измерительные «Сатурн». АРГ-0350.723.1723.12 РЭ.
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».
Рекомендации к применению
выполнение государственных учетных операций.
