Назначение
Установка измерительная «Мера-ММ.91» (далее - установка) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Описание
Принцип действия установки основан на разделении газажидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти , и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится ультразвуковыми счетчиками расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами счетчиками позволяющим по измеренным значениям давления, температуры газа, коэффициента сжимаемости и времени вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.
Установка состоит из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены:
- распределительное устройство;
- сепаратор;
- расходомер жидкостной;
- расходомер газовый;
- первичные измерительные преобразователи температуры, давления с токовым выходом 4-20 мА (преобразователи температуры Метран-286 (регистрационный номер в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 23410-13), датчики давления Метран-150 (регистрационный номер 32854-13), датчики давления Агат-100МТ Exd-ДИ (регистрационный номер 74779-19);
- трубопроводная обвязка.
Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.
Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.
Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей.
Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются:
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный номер 47266-16).
Для измерения объема нефтяного газа используются:
- расходомеры-счётчики газа ультразвуковые UFG-F (регистрационный номер 56432-14).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются:
- влагомеры сырой нефти BCH-2 (регистрационный номер 24604-12).
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации, включающее в себя микропроцессорный контроллер со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
Применяют контроллер:
- комплекс измерительно-вычислительный на базе устройств программного управления TREI-5B-05 (регистрационный номер 19767-12).
Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерение среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерения среднего объёмного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартны условиям;
- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Заводской номер 5043 в виде цифрового обозначения указывается на табличке, которая крепится снаружи на двери помещения измерительной установки.
Нанесение знака поверки на установки не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установки представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Встроенное ПО контроллера, влияющее на метрологические характеристики установок, хранится в энергозависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. После включения электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-изготовителе контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллера.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО установок приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | TREI201591 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7DT15A91 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | _ |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных измерений соответствует уровню «средний» по P 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические технические характеристики и показатели надежности установки приведены в таблицах 2-4.
аблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода сырой нефти, т/ч | от 0,2 до 70 |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 1,8 до 280 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительной установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %: - от 0 до 70 % - св. 70 до 95 % - св. 95 до 98 % | ±6 ±15 не нормируется ГОСТ Р 8.10162022 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | Сырая нефть, попутный нефтяной газ |
| Давление рабочей среды (изб.), МПа | от 0,3 до 6,3 |
| Температура рабочей среды, °С | от -5 до +90 |
| Кинематическая вязкость жидкости, м2/с | не более 150 • 10-6 |
| Плотность измеряемой жидкости, кг/м3 | от 700 до 1180 |
| Напряжение питания от сети переменного тока, В | 3 8 0 58; 220 ' |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 30 |
| Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С Температура внутри блоков, °С Влажность окружающего воздуха, % Атмосферное давление, кПа | от -60 до +40 от 10 до 30 от 30 до 80 от 97,3 до 101,3 |
| Количество подключаемых скважин | от 1 до 14 |
аблица 4 - Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 35000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта установки типографическим способом.
Комплектность
Комплект установки измерительной «Мера-ММ.91» приведен в таблице 5.
Таблица 5 - Комплект установки измерительной «Мера-ММ.91»
| Наименование | Обозначение | Кол-во шт./экз. |
| Установка измерительная | «Мера-ММ.91» | 1 |
| Паспорт | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
представлены в документе МН 411-2013 «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2022.42891.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, п. 6.2.1).
