Назначение
Системы измерений количества сырой нефти ССМ, зав. №№ 3821-3828, 4488-4491, далее -системы, предназначены для измерений массы нефти, воды и объема газа, добываемых из нефтяных скважин, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-05.
Область применения: предприятия нефтегазодобывающей промышленности.
Описание
Принцип действия систем основан на измерениях массы жидкости и газа, предварительно разделенных сепаратором, счетчиками-расходомерами массовыми (кориолисовыми расходомерами).
Двухфазный поток смеси жидкости и газа, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость. Количественные характеристики (масса жидкости и газа, объемная доля воды) потока измеряются кориолисовыми расходомерами, установленными на газовой и жидкостной линии после устройства разделения фаз (сепаратора) и устройства измерения объемной доли воды. Результаты измерений передаются в устройство обработки информации.
Кориолисовые расходомеры, устройство определения объемной доли воды и устройство обработки информации образуют каналы измерений расхода объема газа, массы жидкости и массы нефти.
Конструктивно система состоит из расходомеров жидкости, расходомеров газа, устройства для определения объемной доли воды и устройства обработки информации, смонтированных на сепараторе. Сепаратор оснащен системой автоматического регулирования уровня и расхода жидкости и газа.
В состав системы входят счетчики-расходомеры массовые «MICRO MOTION» серии CMF с диаметрами условного прохода от 15 до 150 мм (Госреестр № 13425-06) и влагомер поточный, серия L, фирмы «Phase Dynamics, Inc», США (Госреестр № 25603-03).
Устройство обработки информации AI размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф пломбируется. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав системы, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.
Канал измерений объемного расхода газа состоит из счетчика-расходомера массового, установленного на газовую линию, сепаратора и устройства обработки информации. Результаты измерений массы газа передаются в устройство обработки информации, где, используя лабораторные данные о плотности газа при стандартных условиях, вычисляется объем газа, приведенный к стандартным условиям (20 °C, 101325 Па).
Канал измерений массового расхода жидкости состоит из счетчика расходомера массового и устройства обработки информации. Результаты измерений массы жидкости передаются в устройство обработки информации, где вычисляется массовый расход и масса жидкости.
Канал измерений массового расхода нефти состоит из счетчика-расходомера массового, измерительного канала объемной доли воды и устройства обработки информации.
Результаты измерений массы жидкости, плотности жидкости и объемной доли воды передаются в устройство обработки информации, где вычисляется массовый расход нефти. Масса нефти рассчитывается с учетом требований ГОСТ Р 8.615-05, ГОСТ 8.610-04 «ГСИ. Плотность нефти. Таблицы пересчета», МИ 2823-03 «ГСИ. Плотность нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях. Методика выполнения измерений ареометром. ВНИИМ, Транснефтепродукт».
Системы выполнены взрывозащищенными и имеют маркировку взрывозащиты: устройство обработки информации AI lExd[ib]IIBT4; счетчики-расходомеры массовые - lExibllBTl...Тб; измерительный блок влагомера поточного - lExdIIBT5.
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений объемного расхода газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч | от 1 до 100 000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа (приведенного к стандартным условиям), % | ±2,5 |
| Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч | от 0,1 до 250 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, % | ±2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости (0 - 70) %, % | ± 6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости (70-95) %, % | ± 15 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости (95 - 98) %, % | ±30 |
| Диапазон измерений объемной доли воды, % | 0-100 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении объемной доли воды, % в диапазоне: (0 - 70) %; (70 - 98)% | ±0,5 ±0,6 |
| Напряжение питания, В: от сети переменного тока с частотой питания (50±1 )Гц; от источника постоянного тока | 220+22 .22 24 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 60 |
| Габаритные размеры (ширина, длина, высота), мм | 7000; 7000; 6000 |
| Масса, кг, не более | 5000 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
Условия эксплуатации:
- диапазон относительной влажности окружающей, % 0 - 100;
- диапазон температур окружающего воздуха, °C минус 40 - 60;
- диапазон атмосферного давления, кПа 90-120
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом и на функциональные блоки системы в виде наклейки.
Комплектность
Комплект поставки включает:
- Система измерений количества сырой нефти ССМ -1 шт.;
- Паспорт -1 экз.;
- Руководство по эксплуатации -1 экз.;
- Методика поверки МП 2550-0129-2009 - 1 экз.
- Эксплуатационная документация на составные части системы.
Поверка
Поверка систем измерений количества сырой нефти ССМ, зав. №№ 3821-3828, 4488-4491, производится в соответствии с документом МП 2550-0129-2009 «Системы измерений количества сырой нефти ССМ. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д.И.Менделеева" 15 октября 2009 г.
Основные средства измерений, применяемые при поверке:
- установка поверочная ВСР-М, пределы относительной погрешности ±0,09 % (Госреестр № 18099-99);
- установка поверки влагомеров нефти автоматизированная малогабаритная УПВ-АМ ТУ 4318-068-58651280-2008 (установка поверочная дистилляционная УПВН-2.01, Госреестр № 10496-86).
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
ГОСТ Р 8.615-05 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Техническая документация фирмы-изготовителя.
Заключение
Тип систем измерений количества сырой нефти ССМ, зав. №№ 3821-3828, 4488-4491, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
Сертификат соответствия № РОСС US.TB05.A00448 выдан НАНИО «ЦСВЭ», г. Москва, срок действия с 11.06.2009 г. по 11. 06. 2012 г.
