Назначение
Установки измерительные «Электрон-М» (далее - установки) предназначены для измерения расходов и количества компонентов продукции нефтяных скважин, а также архивирования, индикации и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на приемное устройство верхнего уровня (далее - ДП).
Область применения - системы герметизированного сбора нефти и газа нефтяных промыслов в условиях умеренного и умеренно холодного климата.
Описание
Принцип действия установок основан на сепарационном методе, предусматривающем разделение (сепарацию) измеряемой продукции на однофазные среды (жидкость и газ) с последующим измерением количества (состава, свойств) каждой из фаз.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
1) поочередное подключение скважин к измерению;
2) разделение продукции нефтяных скважин на жидкость и газ;
3) поочередное измерение массы и массовых расходов жидкости (сырой нефти), нефти, воды, объемного влагосодержания пластовой воды в жидкости (далее - влагосодержание), а также приведенного к нормальным условиям (далее - ПУ) объема и объемного расхода нефтяного газа нефтяных скважин;
4) автоматизированное и ручное управление процессом измерения;
5) вычисление, отображение на дисплее контроллера управления установкой (далее -КУ), архивирование в энергонезависимой памяти КУ сроком не менее 32 суток и передача по запросу оператора на ДП следующей измерительной информации:
- текущие показания датчиков;
- результаты расчетов массовых расходов и массы жидкости и нефти и объемного расхода и объема газа, приведенных к НУ, подключенной скважины (как по единичным измерениям, так и общего усредненного значения);
- исходные первичные данные (константы) для расчетов и измерений (параметры установки, параметры скважин);
6) автоматическое запоминание, архивирование, хранение и передача на ДП по запросу оператора сигнальной информации, в т. ч. аварийных сигналов, сигналов о текущем состоянии установки и её отдельных элементов;
7) автоматизированное управление исполнительными устройствами установки.
Установка состоит из:
- помещения технологического (далее - ПТ);
- блока автоматики (далее - БА).
В ПТ размещены:
- сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси) и оснащенный системой регулирования уровня жидкости, накапливаемой в ЕС;
-переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ), служащий для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору.
- системы и средства жизнеобеспечения (отопления, освещения, сигнализации, вентиляции);
- первичные преобразователи количества, состава и свойств измеряемых сред.
Система регулирования уровня жидкости в ЕС состоит из:
- преобразователя уровня;
- регулятора расхода на выходе газа из ЕС;
- регулятора расхода на выходе жидкости из ЕС.
В БА размещены:
- силовой шкаф;
- аппаратурный шкаф, предназначенный для управления ПСМ, системой регулирования уровня, сбора и обработки информации первичных преобразователей, а также для архивирования, индикации и передачи измерительной и сигнальной информации на ДП;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в ПТ;
- системы и средства жизнеобеспечения.
Установка имеет два исполнения в зависимости от режимов измерений:
- исполнение 1: измерения в режиме периодического наполнения и последующего опорожнения ЕС;
- исполнение 2: измерения в режиме периодического наполнения и последующего опорожнения ЕС с автоматическим переходом в режим поддержания заданного уровня в ЕС в зависимости от величины измеряемого расхода.
Технические характеристики
Число подключаемых скважин от 1 до 14.
Рабочая среда: продукция нефтяных скважин, разделяемая в ЕС для осуществления измерений на компоненты:
- сырая сепарированная нефть (далее - жидкость), представляющая собой смесь пластовой воды, сырой безводной нефти, остаточного свободного нефтяного газа и растворенного нефтяного газа;
- нефтяной попутный газ.
Параметры рабочей среды:
- рабочее давление, МПа, не более 4,0;
- температура, °C от + 5 до + 90;
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с от 1 • 1 О'6 до 150-10’6;
- плотность жидкости, кг/м3 от 760 до 1200;
- массовый расход жидкости, т/ч (т/сут) от 0,08 до 100 (от 2 до 2400);
- объемный расход газа, приведенный к НУ, м3/ч (м3/сут) от 0,8 до 40000 (от 20 до 1000000);
- влагосодержание, % не более 98;
- объемное содержание остаточного газа в жидкости после сепарации, % не более 1;
- объемное содержание сероводорода, % не более 2.
Диапазон измеряемых массовых расходов (отношение наибольшего расхода к наименьшему) - не менее 100:1. Наибольшие значения массовых расходов жидкости по каждой скважине, т/ч (т/сут), соответствуют ряду: 16 (400), 60 (1500), 100 (2400).
Установка обеспечивает измерение объемного расхода газа, приведенного к НУ, в диапазонах, определяемых заказом.
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода жидкости, % ±2,5.
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода нефти, %, при влагосодержании:
| - от 0 % до 70 % - св. 70 % до 95 % - св. 95 % до 97 % - св. 97 % до 98 % | ± 6,0; ± 15; ±30; ±50. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема и |
объемного расхода газа, % ± 5,0.
| Пределы допускаемой относительной погрешности КУ, %: |
- при преобразовании токовых сигналов ± 0,3;
- при измерении числа импульсов ±0,1;
- при измерении времени ±0,1.
| Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В ± 20 %. Потребляемая мощность не более 15 кВ А Габаритные размеры, мм (длина х ширина х высота), не более: |
| -ПТ -БА | 7000 х 6300 х 3600; 2400 х 1800x2810. Масса составных частей установки, кг, не более: |
| -ПТ -БА | 20000; 1200. Средний срок службы не менее 10 лет. Вид климатического исполнения по ГОСТ 15150-69 УХЛ. 1. Степень защиты от внешних воздействий ПТ и БА по ГОСТ 14254-96 IP03. Класс взрывоопасной зоны по ГОСТ Р 51330.9 (МЭК 60079-10): |
| -ПТ -БА | 1; взрывобезопасная. Класс взрывоопасной зоны по ПУЭ: |
| -ПТ -БА | В-1а; невзрыво-непожароопасная Категория взрывоопасности |
и группа взрывоопасных смесей в ПТ по ПУЭ IIА-Т2
Категория установки по взрывопожарной опасности по НПБ 105-03:
- ПТ А;
-БА Д.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационного документа установки типографским способом.
Комплектность
-ПТ
1 компл.
1 компл.
1 компл.
1 экз.
-БА
- эксплуатационная документация согласно ведомости ЭД
- методика поверки
В комплект поставки установки входят (в зависимости от исполнения и заказа) средства измерений, представленные в таблице 1:
Таблица 1
| № пп | Наименование (обозначение) средств измерений | Номер в Госреестре СИ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (F) | 13425-06 |
| 2 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый Rotamass модели RCCS (RCCF, RCCT) | 27054-04 |
| 3 | Расходомер массовый Promass серии PROline модели А (I, М, F,E,H) | 15201-07 |
| 4 | Счетчик газа вихревой типа СВГ.М | 13489-07 |
| 5 | Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 24604-03 |
| 6 | Влагомер нефти поточный ВНП-615.001 | 39100-08 |
| 7 | Система измерения количества жидкости и газа R-AT-MM | 39821-08 |
| 8 | Первичные преобразователи давления и температуры со стандартными токовыми выходными сигналами | |
Конструкция установки позволяет производить подключение к технологической обвязке пробоотборников и устройств для определения содержания свободного газа в жидкости.
Поверка
Поверка установки производится в соответствии с документом: «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «Электрон-М». Методика поверки МП 3667-037-00135964-2009», утверждённым ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ» в августе 2009 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- датчик расхода жидкости ДРЖИ 25-8-МП на расход от 0,8 до 8,0 м3/ч с относительной погрешностью ± 0,5 %;
- датчик расхода жидкости ДРЖИ 50-30-МП на расход от 3 до 30 м3/ч с относительной погрешностью ± 0,5 %;
- датчик расхода жидкости ДРЖИ 100-200-МП на расход от 20 до 200 м3/ч с относительной погрешностью ± 0,5 %;
- установка поверочная газовая УГН-1500 с относительной погрешностью ± 0,33 %;
- частотомер 43-57: 108 имп., ± 1 имп., 10‘3 - 100 с;
- калибратор FLUKE-705 с относительной погрешностью ± 0,02 %;
- генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» 1 - 99999 имп.
Межповерочный интервал установки 3 года.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
3. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.
4. ТУ 3667-037-00135964-2009 Установки измерительные «Электрон-М». Технические условия.
Заключение
Тип установок измерительных «Электрон-М» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
