Назначение
Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (далее - системы) предназначены для измерений массы нефти, воды и объема газа, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также для индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла (далее - ДП).
Описание
Принцип действия систем основан измерениях массы жидкости и газа, предварительно разделенных сепаратором, и объёмной доли воды в жидкости.
Газожидкостный поток, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость. Количественные характеристики (масса жидкости и газа, объемная доля воды в жидкости) компонентов потока измеряются счетчиками-расходомерами массовыми, установленными на газовой и жидкостной линиях сепаратора, и влагомером сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2(блок обработки без клавиатуры и индикации) (Госреестр № 24604-12) установленным на жидкостной линии. Влагомеры сырой нефти предназначены для измерений объемной доли воды в нефти после сепарации газа. Принцип их действия основан на измерении комплексного электрического сопротивления первичного преобразователя влагомера и резонансной частоты электрических колебаний, создаваемых высокочастотным генератором в зависимости от объемной доли воды в водно-нефтяной смеси. Результаты измерений передаются в контроллер измерительный R-AT-MM (Госреестр № 43692-10) или АТ-8000 (Госреестр № 42676-09). Контроллер размещается в отдельном шкафу, он обеспечивает управление процессом измерений, обработку измерительной информации, получаемой от средств измерений, входящих в состав системы, формирование отчетов измерений, архивирование и передачу на ДП результатов измерений и аварийных сигналов.
Системы выпускаются следующих модификаций: R-AT-MM/PD и R-AT-MM/D
Модификация R-AT-MM/D влагомера в своем составе не имеет. Измерения массы и массового расхода нефти в этой модификации систем происходит косвенным методом исходя из лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти, введенных в память измерительного контроллера.
Связь первичных преобразователей с контроллером в измерительных каналах осуществляется по цифровому интерфейсу.
Канал измерений объёма и объемного расхода газа состоит из одного или нескольких расходомеров-счетчиков массовых газа, установленных на газовую линию, сепаратора, и контроллера. Результаты измерений массы газа передаются в контроллер, где вычисляются объем и объёмный расход газа, приведенного к стандартным условиям (20°С, 101325 Па), используя лабораторные данные о плотности газа, приведённого к стандартным условиям.
Канал измерений массы и массового расхода жидкости состоит из одного или нескольких расходомеров-счетчиков массовых жидкости, влагомера (модель R-AT-MM/PD) и контроллера. Результаты измерений массы и плотности жидкости и объемной доли воды в жидкости передаются в контроллер, где по алгоритму, вычисляются масса и массовый расход нефти.
В зависимости от измеряемого расхода, в состав системы могут входить один или несколько расходомеров - счетчиков массовых жидкости и газа следующих моделей:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion серий F; CMF (Госреестр № 45115-10);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTOMASS, модификации RCCS, RCCT, RCCF (Госреестр № 27054-09).
Функциональная схема системы
1 - расходомер газовой линии
2 - расходомер жидкостной линии
3 - влагомер
4 - контроллер
Программное обеспечение
Обработка сигналов контроллером измерительным R-AT-MM и АТ-8000 выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». (ПО) преобразователей встроенное не перезагружаемое, используется для расчета количества (массы) сырой нефти, сырой обезвоженной нефти и количества (объема) свободного нефтяного газа, а также сохранения, отображения и обеспечения доступа к полученным (входным) и рассчитанным данным.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационно е наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификато ра ПО |
| Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3ab e0f64a7c4e9271 60bd3 | MD5 |
Нормирование метрологических характеристик системы проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью системы.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
| Наименование параметра | Значение параметра |
| Диапазон измерений канала объемного расхода газа (приведенного к стандартным условиям), м3/сут | от 5 до 1000000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений объема и объёмного расхода газа (приведенного к стандартным условиям), % | ± 5 |
| Диапазон измерений канала массового расхода жидкости, т/сут | от 4 до 10000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерениях массы и массового расхода жидкости, % | ± 2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений массы и массового расхода нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости (0 - 70) %, % | ± 6 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости (70-95) %, % | ± 15 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости (95 -98) %, % | ± 30 |
| Избыточное рабочее давление, не более, МПа | 16 |
| Диапазон температур, оС | от 5 до120 |
| Кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с | от Г10-6 до 15040-6 |
| Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 600 до 1300 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 98 |
| Механические примеси, мг/л, не более | 2500 |
| Условия эксплуатации: Диапазон относительной влажности окружающей среды, % от 0 до 95 Диапазон температур окружающего воздуха, oC от минус 40 до плюс 60 Потребляемая мощность, Вт, не более 150 Напряжение электропитания от сети, В 220+22-22 Частота напряжения электропитания, Гц 50 ± 1 Габаритные размеры, мм, не более, (ширина, длина, высота) 700; 1500; 800 Масса, кг, не более 250 Средняя наработка на отказ, ч 80000 Срок службы, лет 10 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный руководства по эксплуатации и на все СИ, входящие в систему, в соответствии с их технической документацией.
Комплектность
1 Система измерений жидкости и газа R-AT-MM.................................................1 шт.
2 Руководство по эксплуатации 4.22200-100-2007 РЭ ...................................... 1 компл.
3 Методика поверки МП 2550-0213-2013.............................................................1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 2550-0213-2013 «Системы измерений жидкости и газа RAT-MM. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.02.2013 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений описана в документах «Методика измерений объёма свободного попутного газа в продукции нефтяных скважин, с использованием систем измерений количества жидкости и газа R-AT-MM» ФР.1.29.2010.07946 и «Методика измерений массы нефти сырой обезвоженной, в продукции нефтяных скважин, с использованием систем измерений количества жидкости и газа R-AT-MM» ФР.1.29.2010.07945
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 Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM. Технические условия ТУ 4220-003-97304994-2007
Рекомендации к применению
Выполнение государственных учетных операций.
