Назначение
Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS (модификации R-AT-MM/FS/D и R-AT-MM/FS/PD), далее - системы, предназначены для измерений массы нефти, воды и объема свободного нефтяного газа добываемых из нефтяных скважин совместно с сепараторными установками, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.
Описание
Принцип действия систем основан на измерениях массы жидкости и объема газа, предварительно разделенных сепаратором, счетчиками-расходомерами массовыми (кориолисовыми расходомерами) и объемными расходомерами соответственно.
Двухфазный поток смеси жидкости и газа, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость. После сепарирования продукция скважин попадает в измерительные линии, при этом средства измерения (СИ) входящие в состав измерительных линий, производят измерения параметров сепарированной продукции скважин и передают измеренные значения в контроллер измерительный, который обрабатывает полученную информацию в соответствии с заданными алгоритмами (заложенными в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.
Количественные характеристики (масса жидкости, объем газа и объемная доля воды) потока измеряются кориолисовыми расходомерами и расходомерами газа ультразвуковыми, установленными на жидкостной линии и газовой после устройства разделения фаз (сепаратора) и устройства измерения объемной доли воды. Результаты измерений передаются в устройство обработки информации.
Системы эксплуатируются совместно с сепараторными установками (сепараторные установки в комплект поставки не входят).
Система обеспечивает:
- прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;
- прямые измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;
- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти.
В зависимости от исполнения, в состав системы могут входить от одного до четырех расходомеров жидкости и газа применяемые в составе измерительных линий.
Измерительная линия сырой нефти, в которой 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.
Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой 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.
Модификация R-AT-MM/FS/PD (в отличие от модификации R-AT-MM/FS/D) имеет встроенное устройство, позволяющее измерять объемную долю воды в нефти. В качестве устройства определения объемной доли воды, используются первичные преобразователи влагомеров ВСН-АТ или ВСН-2, образуя совместно с контроллером измерительным измерительный канал объемной доли воды в нефти.
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), который размещается 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 системы, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.
В системе 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 системы соответствуют МИ 3002-2006.
3D изображение системы
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 | 3a0442256a3abe0f 64a7c4e927160bd3 | 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 нефтяного газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч от 6 до 130 000.
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении
объема свободного нефтяного газа %
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., % Условия эксплуатации: | По методике измерений. |
| - диапазон относительной влажности окружающей, % - диапазон температур окружающего воздуха, °С | от 30 до 90; от минус 40 до плюс 60. |
| Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: - избыточное рабочее давление, МПа (кгс/см2) - температура, оС Напряжение питания, В: | от 0 до 16 (160); от 5 до 90. ^лл+38 ~ + 22+22 |
| - от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц - от источника постоянного тока Потребляемая мощность, В-А, не более Габаритные размеры (ширина, длина, высота), мм, не более, Масса, кг, не более Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет | 3 8 0 +58 ; 220 +22; 24. 150. 700; 1500; 800. 250. 40000. 10. |
Знак утверждения типа
наносят на титульные листы эксплуатационной документации системы типографским способом и на функциональные блоки системы в виде наклейки.
Комплектность
1 Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS (модификация по заказу) ............................................................................................................. 1 шт.
2 ЗИП .............................................................................................................................1 компл.
3 Эксплуатационная документация ...........................................................................1 компл.
4 Методика поверки МЦКЛ.0039.МП ......................................................................... 1 экз.
5 Эксплуатационная документация на составные части системы ................................ 1 компл.
Поверка
осуществляется в соответствии с документом «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS. Методика поверки». МЦКЛ.0039.МП, утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.03.2012 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная СР, СР-М фирмы "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США, номер в Госреестре СИ РФ 27778-09, вместимость измерительного участка от 0,020 до 0,650 м3, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ± 0,05%;
- 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;
- частотомер Ч3-63 по ДЛИ 2.721.007 ТУ, диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц;
- другие эталонные средства измерений и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Сведения о методах измерений
изложены в документе «Масса нефти сырой обезвоженной. Методика измерений с использованием систем измерения количества жидкости и газа R-AT-MM» и в руководстве по эксплуатации «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». 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 4220-003-97304994-2007. «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM. Технические условия».
Рекомендации к применению
выполнение государственных учетных операций.
