Назначение
Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа.
Описание
Установка состоит из технологического блока, включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, измерительные линии расхода и количества продуктов сепарации, оснащенные средствами измерений и вспомогательным оборудованием, и трубопроводную обвязку, и блока автоматики, служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установки.
Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующих измерениях массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа.
Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).
Объемный расход и объем свободного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений, с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется контроллером шкафа управления и индикации блока автоматики установки (далее - ШУИ) согласно «Методике измерений с применением установки измерительной нефти и нефтяного газа» (далее - МИ).
Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа. Измеренные значения передаются в ШУИ установки для формирования отчетов по всем скважинам и передачи их в систему верхнего уровня.
Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;
- в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.
Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.
Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом.
ШУИ установки реализован на основе системы управления модульной B&R X20. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчет количества нефти и нефтяного газа по каждой скважине с учетом введенных согласно МИ условно-постоянных величин (констант) для каждой скважины, формирование отчетов и передачу их в систему верхнего уровня.
Общий вид установки представлен на рис. 1.
Пломбирование установки не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид установки
Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведен в таблице 1.
Таблица 1- Перечень средств измерений и их регистрационные номера
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа: |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМБ 300; F 200) | 45115-16 |
| Средства измерений объемного расхода и объема газлифтного газа: |
| Счетчики газа «DYMETIC-9423M» (мод. «DYMETIC-9423M-Т-50-60») | 57998-14 |
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*: |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100) | 24604-12 |
| Влагомеры поточные L и F (мод. F) | 56767-14 |
| Влагомеры сырой нефти ВОЕСН | 32180-11 |
| Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G) | 47355-11 |
| Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления: |
| Датчики избыточного давления Метран-150 | 32854-13 |
| Манометры показывающие МПА-Кс | 50119-12 |
| Средства измерений и показывающие средства измерений температуры: |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-13 |
| Система сбора и обработки информации: |
| Системы управления модульные B&R X20 | 57232-14 |
| * Опционально, при установке влагомера. |
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах ШУИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | AgzuIMS.br |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.72.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений дебита скважин по жидкости, т/сут | от 1,5 до 150 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного газа в стандартных условиях, м3/сут | от 500 до 200000 |
| Диапазон измерений объемного расхода газлифтного газа в стандартных условиях, м3/сут | от 300 до 50000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении* |
| Массы сырой нефти | ±2,5 |
| Массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % - при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % - при содержании объемной доли воды свыше 95 % | ±6 ±15 не нормируется (устанавливают в методике измерений) |
| Наименование характеристики | Значение |
| Объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям | ±5 |
| Объема газлифтного газа, приведенного к стандартным условиям | ±5 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь, газлифтный газ |
| Содержание воды в сырой нефти, % | до 100 |
| Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа - нефтегазоводяная смесь - газлифтный газ | до 6,3 до 10,0 |
| Температура рабочей среды, °С - нефтегазоводяная смесь - газлифтный газ | от 0 до +20 от 0 до +20 |
| Плотность сырой нефти при 20°С, кг/м3 | от 690 до 1170 |
| Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20°С, кг/м3 | от 690 до 860 |
| Плотность пластовой воды при 20°С, кг/м3 | 1170 |
| Максимальное количество нефтяного газа (свободного) приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т | 1000 |
| * Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Максимальное количество подключаемых скважин | 10 |
| Режим работы | непрерывный |
| Температура, °С - в БТ, БПС; -в БА | не ниже +5 не ниже + 5 с возможностью повышения температуры при необходимости до + 10 |
| Электроснабжение напряжение переменного тока, В частота переменного тока, Гц | (380/220)±10% 50±5 |
| Режим управления запорно-регулирующей арматурой | Ручной, автоматизированный |
| Средний срок службы, лет | 15 |
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность поставки*
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка, заводской номер 696 | | 1 шт. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | | 1 шт. |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Руководство по эксплуатации | 0814.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0582-9-2017 | 1 экз. |
| *Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0582-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28 апреля 2017 г. Основные средства поверки:
рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/3209-17 от 28 апреля 2017 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
Техническая документация изготовителя
67866-17: Методика поверки МП 0582-9-2017Скачать6.0 Мб