Назначение
Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.
Установки состоят из блока контроля и управления (далее - БКУ) и блока технологического (далее - БТ).
Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины. При изготовлении установок в мобильном варианте, блок БТ (вариант исполнения установок для подключения одной скважины) и блок БКУ устанавливаются в кузове прицепа или автомобиля, либо на шасси прицепа или автомобиля.
В состав БКУ входят силовой шкаф, блок измерений и обработки информации (далее -БИОИ).
В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее - СИ): массы и массового расхода жидкости и газа, объемные счетчики-расходомеры газа в газовой линии, поточный влагомер жидкости, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее - ЕС), переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.
В зависимости от конструкции, комплектации средствами измерений и оборудованием установки выпускаются в четырех исполнениях:
- исполнение 1 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 2 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 3 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 4 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
Установки в разных исполнениях измеряют массу и массовый расход скважинной жидкости, массу и массового расход обезвоженной нефти, объем и объемный расход свободного газа, приведенные к стандартным условиям в автоматическом режиме с учетом:
- введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стандартизованными методами в лабораторных условиях;
- поправок на давление и температуру рабочей среды;
- газосодержания рабочей среды.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
| Наименование средства измерений | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» | 45115-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые ROTAMASS | 27054-14 |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 |
| Счетчик жидкости массовый МАСК | 12182-09 |
| Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак | 63173-16 |
| Массовый кориолисовый расходомер ЭМИС-МАСС 260 | 42953-15 |
| Вихревой расходомер-счетчик газа ЭРВИП.НТ | 60269-15 |
| Датчик расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| Контроллер универсальный МИКОНТ-186 | 54862-13 |
| Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ-2300 | 14527-17 |
| Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 | 61953-15 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-АТ | 42678-09 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК | 59365-14 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/FS | 50171-12 |
| Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ | 39821-13 |
| Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 | 59676-12 |
| Контроллеры измерительные АТ-8000 | 42676-09 |
| Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix 1 | 15652-09 |
| Контроллеры измерительные R-AT-MM | 61017-15 |
| Комплекс программно-технический «Мега» | 48782-11 |
| Комплекс многофункциональный прграммно-технический «Инфолук» | 56369-14 |
| Контроллеры измерительные Direct Logic | 65446-16 |
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) для установок состоит из программнотехнического комплекса «Мега» или устройства обработки информации измерительной системы R-АТ-ММ или комплекса многофункционального программно-технического «Инфолук».
ПО программно-технического комплекса «Мега» разделено на две части: встроенное программное обеспечение (далее - ВПО) контроллеров «Мега» и внешнее, устанавливаемое на ПК.
ВПО контроллеров «Мега» устанавливается в энергонезависимую память контроллера. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливаются в процессе первичной поверки ПТК «Мега». ВПО «Мега» состоит из следующих частей:
ПО «Ротор» - программа опроса контроллеров;
ПО «ОРС-сервер» контроллеров «Мега» - программа, получающая данные от ПО «Ротор», выполняет необходимые преобразования и предоставляет эти данные по OPC-стандарту клиентам.
Обработка сигналов контроллером измерительной системы R-АТ-ММ, выполняется с помощью программного обеспечения «Система измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ».
ПО ПТК «Инфолук» разделено на 2 группы: встроенное программное обеспечение контроллеров «CILk » и внешнее ПО «Infolook.Polling», установленное на ПК.
ВПО контроллеров «CILk» устанавливается в энергонезависимую память контроллера на заводе-изготовителе.
ПО «Infolook.Polling» - программа опроса контроллеров.
Посредством ПО собираются данные с средств измерений, архивируется информация, формируются отчеты и отображаются результаты измерений. Интерфейс пользователя не допускает внесения каких либо изменений, влияющих на ПО.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Ротор | Mega ОРС-сервер | R-АТ-ММ | Infolook.Polling |
| Идентиф икационное наименование ПО | Цикломаши на опроса «Ротор» | Мega ОРСDA Server | DebitCalc | Infolook.Polling |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 10ХХ.Х сборка ХХХ* | 10Х.Х.Х.ХХ Х* | VO.1 | 1.00.5036.24320 |
| Цифровой идентификатор ПО | 790413^9D 058BD0A7E 70DB8B8C6 5B73 | 23C6EA040 929354C928 D66FCF66D 40D4 | 3a0442256a3abe0f 64a7c4e927160bd3 | 41С7972ВВ766FB 745D36B393A88B 5800 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | md5 | md5 | md5 | md5 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и 4.
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений среднесуточного массового расхода сырой нефти, в зависимости от варианта исполнения установок, т/сут: -для стационарных установок - для мобильных установок | от 0,1 до 3000 от 0,1 до 300 |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерительной установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% - свыше 95% | ±6 ±15 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры |
| Рабочая среда | сырая нефть |
| Температура рабочей среды, °С | от + 5 до +60 |
| Вязкость жидкости, мм2/с, не более | 150 |
| Давление рабочей среды, МПа (кгс/см2), не более | 4,0 (40) |
| Плотность обезвоженной нефти, кг/м3 | от 700 до 900 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1000 до 1200 |
| Диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости, % | от 0 до 97 |
| Содержание парафина, объемная доля, %, не более | 7 |
| Содержание механических примесей, массовая доля, %, не более | 0,05 |
| Содержание сероводорода, объемные доли, не более, % | 2 |
| Газовый фактор, м3/т, в зависимости от пропускной способности установок | 150; 200; 300; 1500; 3000 |
| Род тока | переменный |
| Напряжение, В | 380/220 |
| Отклонение напряжения питания сети, % | от - 15 до + 10 |
| Частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ-А, не более | 20 |
| Коммуникационные каналы: - RS485 - RS 232S/485 | протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный) |
| Количество подключаемых скважин - для стационарных установок - для мобильных установок | от 1 до 14 1 |
| Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее | 50 |
| Наименование характеристики | Параметры |
| Температура окружающего воздуха, °С У1 УХЛ1 | от - 45 до +40 от -60 до +40 |
| Относительная влажность, %, не более | 80 |
| Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее | 34500 |
| Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования, ч, не более | 8 |
| Срок службы, лет | 20 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Установка измерительная «Спутник-Массомер НТ1» в комплекте: Блок технологический БТ Блок контроля и управления БКУ | | 1 шт. 1 шт. |
| Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Руководство по эксплуатации | НТ1.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Паспорт. | НТ1.00.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Методика поверки» | МП 0501-9-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0501-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 августа
2016 года.
Основные средства поверки:
- эталоны 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 %.
- эталоны 2-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 1,5 до 2,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установок измерительных «Спутник-Массомер НТ.1» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением установок измерительных «Спутник-Массомер НТ.1», утвержденном ФГУП «ВНИИР»
17.11.2016 г. (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/13909-16 от «17» 11 2016 г.).
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 3667-007-77852729-2016 Технические условия Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1».
67165-17: Методика поверки МП 0501-9-2016Скачать1.0 Мб