Назначение
Установки измерительные «Спутник МАССА» (далее - установка) предназначены для непрерывных или дискретных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее-сырая нефть), массы сепарированной нефти обезвоженной (далее - нефть) и объёма свободного нефтяного газа (далее - газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти, нефти и среднего объёмного расхода газа, добываемых из нефтяных скважин.
Описание
Принцип действия установки основан на измерении счетчиками-расходомерами массовыми параметров потока продукции нефтяной скважины.
Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение скважины:
- прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;
- прямые и/или косвенные измерения объемного расхода и объема газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;
- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;
- косвенные измерения массового расхода и массы нефти.
При подаче на вход продукции нефтяной скважины (газожидкостной смеси) установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора (далее -ЕС) жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения измеряемых расходов, массы и объема, влагомер регистрирует текущее содержание воды в жидкости, а контроллер обрабатывает информацию от средств измерений (СИ), индицирует её на дисплее и выдает информацию на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.
В состав установок входят блок технологический (БТ) и блок автоматики (БА).
Блок технологический включает в себя:
- систему измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (Госреестр № 39821-08);
- СИ давления, температуры, уровня и гидростатического давления (при необходимости).
- технологическое оборудование: ЕС, систему регулирования уровня жидкости в ЕС, устройство распределительное и трубопроводную обвязку.
3D изображение оборудования блока технологического
В блоке автоматики размещают контроллер измерительный системы R-AT-MM, вторичные измерительные преобразователи СИ (при наличии), клеммные колодки и силовой шкаф для питания контроллера, СИ, систем отопления, освещения, вентиляции и сигнализации.
Обозначение установки при заказе:
| ИУ «Спутник МАССА» | -40 | -8 | -400 | -К |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
1 - наименование;
2 - максимальное рабочее давление, кгс/см2;
3 - количество входов для подключения к скважинам;
4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;
5 - исполнение распределительного устройства (ПСМ или К).
Программное обеспечение
Обработка сигналов контроллером измерительной системы R-AT-MM, выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM».
Таблица
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3ab e0f64a7c4e927 160bd3 | md5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010. 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.
Технические характеристики
Диапазон измерений расхода:
- массовый расход сырой нефти, т/сутки от 4 до 1500
- объемный расход свободного нефтяного газа
(в нормальных условиях), м3/сутки от 5 до 225000
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
- массы и массового расхода сырой нефти
- массы и массового расхода сырой нефти без учёта воды
при содержании воды в сырой нефти (в объёмных долях):
- до 70 %
- от 70 % до 95 %
- от 95 % до 98 %
- объёма и объёмного расхода свободного нефтяного газа
Количество входов для подключения к скважинам от 1 до 14
| Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: |
| - избыточное рабочее давление, МПа | от 0,2 до 16 |
| - температура, оС | от + 5 до + 90 |
| - кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с | от 1-10’6 до 150-10’6 |
| - плотность сырой нефти, кг/м3 | от 680 до 1100 |
| - обводнённость сырой нефти, %, не более | 98 |
| Потребляемая мощность, кВ^А, не более | 10 |
| Напряжение электропитания от сети, В | 380+-3587 ; 220-+2323 |
| Частота напряжения электропитания, Гц | 50 ± 1 |
| Габаритные размеры БТ, мм | 6610 х 3200 х 2750 |
| Габаритные размеры БА, мм | 3125 х 3150 х2330 |
| Масса БТ, кг | 16000 |
| Масса БА, кг | 1800 |
| Средняя наработка на отказ, часов, не менее | 30000 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
| По взрывопожарной и пожарной опасности БТ относится к помещениям с |
производствами категории А, помещение БА - категории Д по ВНТП 01/87/04 и НПБ 105-95.
Класс взрывоопасной зоны в помещении БТ - В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ-2002).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
Климатическое исполнение установки - УХЛ по ГОСТ 15150-69.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи БТ, методом фотохимического травления или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах эксплуатационных документов.
Комплектность
1 Блок технологический ....................................................................................... 1 шт.
2 Блок автоматики................................................................................................. 1 шт.
3 ЗИП...................................................................................................................... 1 компл.
4 Эксплуатационная документация..................................................................... 1 компл.
5 Методика поверки.............................................................................................. 1 экз.
Поверка
осуществляется по Инструкции «Установки измерительные «Спутник МАССА». Методика поверки. МЦКЛ.0007.МП», утверждённой руководителем ГЦИ СИ ООО КИП «МЦЭ» 20.01.2011 г.
Основные средства поверки:
- счётчик-расходомер массовый кориолисовый RCCS33, номер в Госреестре СИ РФ 27054-09, диапазон расходов от 0,15 до 1,5 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1%;
- счётчик-расходомер массовый кориолисовый RCCS36, номер в Госреестре СИ РФ 27054-09, диапазон расходов от 1,7 до 17 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1%;
- счётчик-расходомер массовый кориолисовый RCCS39, номер в Госреестре СИ РФ 27054-09, диапазон расходов от 10 до 170 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1%;
- установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Госреестре СИ РФ 42952-09, диапазон воспроизведения
ЛИСТ J№ Ч
всего листов 4
объёмной доли воды 0...100%, пределы абсолютной погрешности воспроизведения объёмной доли воды в поверочной жидкости не более ± 0,1%;
Сведения о методах измерений
Методика измерений описана в руководстве по эксплуатации «Установки измерительные «Спутник МАССА» КМРН 611.136.000РЭ.
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.
Рекомендации к применению
Выполнение государственных учетных операций.
