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 попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.
Описание
Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующем измерении массы сырой нефти и объема попутного 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 попутного 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 попутного нефтяного газа. Приведение измеренного объема и плотности попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки.
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 СОИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;
- в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в СОИ 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 средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды используются показывающие средства измерений температуры.
СОИ установки реализована на основе системы управления модульной B&R X20. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.
Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ) приведен в таблице 1
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер в в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа: |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМБ 300; F 200) | 45115-16 |
| 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. |
Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | AgzuIMS-C |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.71.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
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 |
| Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут | 250 |
| Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т | 2000 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при из массы сырой нефти массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % включ. - при содержании объемной доли воды от св. 70 до 95 % включ. - при содержании объемной доли воды св. 95 % объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям | мерении:* ±2,5 ±6,0 ±15,0 устанавливается в методике измерений ±5,0 |
| Параметры измеряемой среды: |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 98 |
| Диапазон рабочего избыточного давления, МПа | от 1,2 до 10,0 |
| Диапазон температуры рабочей среды, оС | от -5 до +20 |
| Диапазон кинематическойвязкости нефти при +20 °С, сСт | от 1 до 150 |
| Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 690 до 1100 |
| Диапазон плотности нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м3 | от 690 до 860 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3, не более | 1407 |
| * Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Максимальное количество подключаемых скважин | 6 |
| Режим работы | Постоянный /периодический |
| Условия эксплуатации: о/"ч -температура в помещениях измерительной установки С, не ниже | +5 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, 380±38 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ А, не более | 50 |
| 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 005 | | 1 шт. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 0801.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0561-9-2017 | 1 экз. |
| Паспорт | 0801.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| *Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0561-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03 ноября 2016 г. Основные средства поверки:
Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
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 01.00257-2013/15109-16 от 12 декабря 2016 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
67384-17: Методика поверки МП 0561-9-2016Скачать953.8 Кб