Назначение
Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС предназначены для измерения массового расхода, массы и влагосодержания сырой нефти, объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа.
Описание
Принцип действия систем измерения нефти и газа ГЗУ ГКС (далее по тексту -ГЗУ ГКС) основан на разделении в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из испытуемой скважины, на сырую нефть и попутный нефтяной газ и измерении массового расхода, массы и влагосодержания сырой нефти, объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа.
Подключение испытуемой скважины к ГЗУ ГКС осуществляется при помощи переключателя скважин многоходового. Продукция остальных скважин в это время направляется сразу в общий трубопровод и далее в выходной коллектор.
Массовый расход и масса сырой нефти измеряются при помощи преобразователей расхода жидкости (таблица 1).
Объемный расход и объём попутного нефтяного газа измеряются при помощи преобразователей расхода попутного нефтяного газа (таблица 1) (модификация ГЗУ ГКС B) или преобразователей расхода жидкости (таблица 1) (модификация ГЗУ ГКС A).
Влагосодержание сырой нефти измеряется при помощи влагомеров (таблица 1).
Управление технологическим процессом производится с помощью электромагнитных клапанов. В период нахождения газожидкостной смеси в сепараторе, из нее выделяется попутный нефтяной газ, который выходит из сепаратора и измеряется расходомером, далее он поступает в общий трубопровод. Одновременно в сепараторе, где установлены два сигнализатора уровня, происходит накопление сырой нефти.
При срабатывании сигнализатора верхнего уровня, свидетельствующего о достижении необходимого уровня жидкости в сепараторе, процесс откачки попутного нефтяного газа из сепаратора и его учет временно приостанавливаются. Газожидкостная смесь продолжает подаваться в сепаратор, что приводит к росту давления в нем.
При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах от 0,08 до 0,12 МПа, запорный клапан на выходной линии открывается, сырая нефть под избыточным давлением выдавливается из сепаратора и через преобразователь расхода жидкости поступает в общий трубопровод. При достижении перепада давления в пределах от 0,02 до 0,03 МПа или при срабатывании сигнализатора минимального уровня возобновляется процесс откачки попутного нефтяного газа из сепаратора и его учет.
Информация о параметрах состояния газожидкостной смеси подается в контроллер, посредством которого производится контроль технологического процесса, вычисление и выдача данных о массовом расходе, массе и влагосодержании сырой нефти, объёмном расходе и объёме попутного нефтяного газа.
ГЗУ ГКС выпускаются в двух модификациях: ГЗУ ГКС модификации «А» и ГЗУ ГКС модификации «В». Данные модификации отличаются средствами измерения, применяемыми для измерения объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа и влагосодержания. В ГЗУ ГКС модификации «А» применяются преобразователи расхода жидкости (таблица 1), в ГЗУ ГКС модификации «В» - преобразователи расхода попутного нефтяного газа (таблица 1).
По взрывопожарной и пожарной опасности блок-бокс технологический относится к помещениям с производствами категории А, помещение блок-бокса аппаратного -категории Д по СП12.13130-2009.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блок-бокса технологического - В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ-2002).
Категория и группа взрывоопасной смеси IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
Т а б л и ц а 1 - Средства измерений, устанавливаемые в ГЗУ ГКС
| Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | Наименование СИ |
| Преоб^ | разователи расхода попутного нефтяного газа |
| 17675-09 | Расходомеры-счетчики вихревые объемные YEWFLO DY |
| 42775-14 | Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» |
| 64613-16 | Расходомеры-счетчики вихревые 8800 |
| 50172-12 | Расходомеры вихревые Rosemount 8600D |
| 55172-13 | Расходомеры-счетчики вихревые ИРВИС-РС4М |
| Преобразователи расхода жидкости |
| 45115-10 | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
| 45115-16 | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
| 68358-17 | Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) |
| 70629-18 | Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
| 47266-16 | Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
| 52346-12 | Расходомеры-счетчики массовые SITRANS F C |
| 75394-19 | Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC |
| Влагомеры |
| 46359-11 | Влагомеры поточные моделей L и F |
| 47355-11 | Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase |
| 32180-11 | Влагомеры сырой нефти ВОЕСН |
| 24604-12 | Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
| 62863-15 | Влагомеры поточные ВСН-АТ |
| 39100-09 | Влагомеры нефти поточные ПВН-615.001 |
| Контроллеры |
| 16856-08 | Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 |
| 52866-13 | Комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» |
| 53503-13 | Вычислители УВП-280 |
| 57232-14 | Системы управления модульные B&R Х20 |
| 60314-15 | Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 |
Продолжение таблицы 1
| Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | Наименование СИ |
| Средства измерений давления |
| 28456-09 | Преобразователи давления измерительные EJX |
| 71088-18 | Преобразователи давления измерительные КМ35 |
| 66525-17 | Преобразователи давления измерительные 3051S |
| 60993-15 | Преобразователи давления измерительные 2088 |
| 41560-09 | Преобразователи давления измерительные Cerabar T/M/S (PMC, PMP), Deltabar M/S (PMD, FMD) |
| 67954-17 | Преобразователи давления измерительные «ЭЛЕМЕР-АИР-30М» |
| 48186-11 | Датчики давления Метран-75 |
| 32854-13 | Датчики давления Метран-150 |
| Средства измерений температуры |
| 21968-11 | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ex |
| 63821-16 | Датчики температуры TMT142R, ТМТ142С, TMT162R, ТМТ162С |
| 23410-13 | Преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ex |
| 66470-17 | Датчики температуры 3144Р |
| 64818-16 | Термопреобразователи сопротивления серий TR, TF |
| 50519-17 | Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 |
| 63889-16 | Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р |
| Средства измерений показывающие |
| 26803-11 | Манометры показывающие для точных измерений МПТИ |
| 17159-14 | Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 3 |
| 61041-15 | Манометры электронные для точных измерений МТИ-100 |
| 40713-14 | Манометры электронные ЭКМ |
| 44970-15 | Манометры показывающие МП... -У |
| 10135-15 | Манометры избыточного давления, вакуумметры и мановакуумметры показывающие МП-У, ВП-У, МВП-У |
| 55984-13 | Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2 |
| 63054-16 | Манометры деформационные PG23LT, PG23CP, PG43SA |
| 32776-06 | Термометры биметаллические показывающие |
| 54520-13 | Термометры биметаллические серий 46, 48, 50, 52, 53, 54, 55 |
| 46078-16 | Термометры биметаллические показывающие |
ГЗУ ГКС включают в себя блок-бокс технологический, блок-бокс аппаратный.
В состав блок-бокса технологического входят:
- блок переключателя;
- блок измерительный;
- блок дозирования реагентов (опционально).
Нанесение знака поверки на систему не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций ГЗУ ГКС. Программное обеспечение (ПО) ГЗУ ГКС реализовано либо встроенным ПО ГЗУ ГКС (на базе контроллеров SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000), либо в комплексах измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее по тексту - ИВК «АБАК+»), либо вычислителях УВП-280, либо в системах управления модульных B&R Х20 (далее по тексту - системы B&R Х20), либо в модулях измерительных контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 (далее по тексту - контроллеры SIMATIC S7-1500).
Идентификационные данные встроенного ПО ГЗУ ГКС приведены в таблице 2.
| Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные встроенного ПО ГЗУ Г | КС |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ГЗУ-ГКС |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4531 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC16 |
Идентификационные данные ПО ИВК «АБАК+» приведены в таблице 3.
Т а б л и ц а 3 - Идентификационные данные ПО ИВК «АБАК+»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| исполнение ИнКС.425210.001 | исполнение ИнКС.425210.002 |
| Идентификационное наименование ПО | FLM_MAIN.HEX | CExpApp.out |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 19 | 2.6 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3973791560 | 3500809304 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 |
Продолжение таблицы 3
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| исполнение ИнКС.425210.003 |
| Идентификационное наименование ПО | Abak.bex | ngas2015.bex | mivisc.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 | 1.0 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4069091340 | 3133109068 | 3354585224 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
Окончание таблицы 3
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| исполнение ИнКС.425210.003 |
| Идентификационное наименование ПО | mi3548.bex | ttriso.bex | AbakC2.bex |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 | 1.0 | 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2333558944 | 1686257056 | 2555287759 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 | CRC32 |
Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280 приведены в таблице 4.
Т а б л и ц а 4 - Идентификационные данные ПО вычислителей УВП-280
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО вычислителей УВП-280 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.11, 3.12, 3.13 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5E84F2E7 для версии ПО 3.11 66AAF3DB для версии ПО 3.12 4DF582B6 для версии ПО 3.13 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Идентификационные данные ПО систем B&R Х20 приведены в таблице 5.
Т а б л и ц а 5 - Идентификационные данные ПО систем B&R Х20
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | B&R Automation Studio |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже V2.6 |
| Цифровой идентификатор ПО | номер версии |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | не используется |
Идентификационные данные ПО контроллеров SIMATIC S7-1500 приведены в таблице 6.
Т а б л и ц а 6 - Идентификационные данные ПО систем контроллеров SIMATIC S7-1500
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | STEP7 (TiaPortal) (6ES7822- 1AA03 -0YA5) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже V13 |
| Цифровой идентификатор ПО | номер версии |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | не используется |
Уровень защиты ПО ГЗУ ГКС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Диапазон измеряемого массового расхода сырой нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа определяется типоразмером применяемых преобразователей расхода.
Т а б л и ц а 7 - Метрологические характеристики____________________________________
| Наименование характеристики | Значение |
| Массовый расход сырой нефти, т/сут | от 4 до 400 |
| Объемный расход попутного нефтяного газа в нормальных условиях, м3/сут | от 5 до 225000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы и массового расхода сырой нефти, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при | |
| содержании воды в сырой нефти (в объемных долях): | |
| до 70 % (включительно) | ±6,0 |
| свыше 70 % до 95 % (включительно) | ±15,0 |
| свыше 95 % до 97 % (включительно) | ±25,0 |
| свыше 97 % до 98 % (включительно) | ±40,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, % | ±5,0 |
Т а б л и ц а 8 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | продукция нефтяных скважин (газожидкостная смесь) |
| Характеристики измеряемой среды: - избыточное давление, МПа, не более - вязкость кинематическая, м2/с - плотность, кг/м3 - температура, °С - объемная доля воды, %, не более - содержание сероводорода, %, не более - значение газового фактора в нормальных условиях, м3/т | 10 от 1-10-6 до 150-10-6 от 680 до 1100 от -10 до +90 100 2 от 10 до 25000 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380^78 50±1 |
| Г абаритные размеры и масса блоков | в зависимости от типоразмера и варианта исполнения |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, %, не более | от -60 до +50 100 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10 100000 |
| Количество входов для подключения скважин | от 1 до 16 |
Знак утверждения типа
наносят на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи блок-бокса технологического и аппаратного, методом фотохимического травления или аппликацией, а также типографическим или иным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность
Т а б л и ц а 9 - Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Блок-бокс технический | — | 1 шт. |
| Блок-бокс аппаратный | — | 1 шт. |
| Комплект ЗИП | — | 1 компл. |
| Паспорт | — | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | — | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0028-13 МП с изм. №1 | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объема нефтяного газа. Методика измерений системой измерений нефти и газа ГЗУ ГКС», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 28.05.2013 г.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости
ТУ 3689-94291860-2007-02 Изм.2. Системы измерения и узлы учета нефти, нефтепродуктов, газового конденсата, газа и углеводородных сред. Технические условия
