Назначение
Установки измерительные «МАССА» (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы сырой сепарированной нефти без учета воды, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
В состав установки входят:
- блок технологический (далее - БТ);
- блок автоматики (далее - БА).
БТ (рис. 1) выполнен в виде утепленного помещения и используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем технологического оборудования и средств измерений, входящих в установку:
- счетчиков - расходомеров массовых MICRO MOTION (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF) зарегистрированный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером (далее -регистрационный №45115-10);
- счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых ROTAMASS, (модификаций RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR) (регистрационный № 27054-09);
- расходомеров массовых «Promass» (регистрационный №№ 15201-11);
- счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 4295315);
- счетчиков-расходомеров массовых ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 4726611);
- счетчиков газа вихревых СВГ (регистрационный № 13489-07);
- датчиков расхода газа ДРГ.М (регистрационный № 26256-04);
- влагомеров сырой нефти ВСН-ПИК (регистрационный № 38121-08);
- влагомеров сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);
- влагомеров сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 42678-09);
- сепаратора, служащего для отделения газа от жидкости (сырой нефти) и оснащенного системой управления сливом емкости механического типа (поплавок, газовая заслонка и регулятор расхода), электронного типа (датчик гидростатического давления и клапаны с электроприводами на жидкостной и газовой замерных линиях) и совмещенного типа;
- датчиков температуры;
- датчиков давления;
- запорной и запорно-регулирующей арматуры (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.);
- системы технологических трубопроводов;
- системы отопления и вентиляции.
Сепаратор выполнен в виде двух горизонтально, один над другим, расположенных цилиндрических сосудов.
Для некоторых типоразмеров установок могут применяться вертикальные нефтегазовые сепараторы оборудование и работа которых идентичны описанным.
При подаче на вход установки измерительной «МАССА» продукции нефтяной скважин установки обеспечивают либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в сепараторе постоянного уровня.
БА выполнен в виде утепленного помещения, внутри которого размещены система управления и обработки информации (далее - СУОИ) и силовой шкаф, а также смонтированы вторичные приборы пожарной сигнализации и сигнализации загазованности. Для поддержания необходимой положительной температуры в помещении установлен обогреватель. БА используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования:
- системы управления и обработки информации, в состав которой входит:
- контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 (регистрационный № 50107-12) или контроллеры программируемые DirectLOGIC или системы управления модульной B&R Х20 (регистрационный № 57232-14);
- шкафа силового для питания установки, систем отопления, освещения, вентиляции;
- шкафа вторичного оборудования (с сигнализацией загазованности и пожаро -охранной сигнализацией).
Установки измерительные «МАССА» для каждой подключенной на измерение скважины осуществляют следующие виды измерений:
- прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;
- прямые и косвенные измерения объемного расхода и объема газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к нормальным условиям;
- прямые и косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;
- косвенные измерения массового расхода и массы сепарированной нефти.
Газожидкостная смесь от скважин поступает на узел переключения, где с помощью
системы автоматики или вручную выбирается скважина, которую нужно поставить на измерение. Продукция с остальных скважин через байпасную линию направляется в общий выходной коллектор. Продукция измеряемой скважины поступает в циклон сепаратора, где она разделяется на жидкость и газ. Газ попадает в верхнюю полость сепаратора и, пройдя через регулятор расхода и расходомер, уходит в общий коллектор. Жидкость стекает по полкам в накопительный сосуд сепаратора.
По мере роста уровня жидкости регулятор расхода на газовой линии закрывается, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к возрастанию перепада давления между полостями сепаратора и коллектором.
При достижении перепада давления, достаточного для слива емкости сепарационной, открывается регулятора расхода на жидкостной линии, жидкость через влагомер, расходомер и регулятор расхода начинает поступать в коллектор и ее уровень в сепараторе стабилизируется.
В момент открытия регулятора расхода жидкости, при поступлении в систему управления СУОИ от расходомера сигнала, превышающего нулевое значение, включается таймер отсчета времени измерения и в СУОИ начинает поступать измерительная информация.
По мере слива жидкости из сепаратора, уровень ее падает и давление в сепараторе постепенно уменьшается.
В момент закрытия регулятора расхода жидкости выходной сигнал расходомера принимает нулевое значение, отсчет расхода жидкости прекращается, но счет времени продолжается до следующего открытия клапана. При этом значение времени измерения фиксируется в памяти СУОИ.
Таким же образом производятся измерения объемного расхода газа.
Программное обеспечение
Уровень защита программного обеспечения (далее - ПО) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и измеренных (вычисленных) данных.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| SCADAPack 32 | SCADAPack 330 | SCADAPack 334 | DirectLOGIC 205 | B&R |
| Идентификационное наименование ПО | ISaGRAF 2.21.mot | ISaGRAF 1.61.mot | ISaGRAF 1.61.mot | D260v270.bi n | Automation Studio |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | Не ниже 2.20 | Не ниже 1.61 | Не ниже 1.61 | Не ниже 2.70 | Не ниже 1.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | - | - | - | - | - |
Технические характеристики
Таблица 2. Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода жидкости, т/ч (т/сут) | от 0,1667 до 166,7 (от 4 до 4000) |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) | от 0,2083 до 29167 (от 5 до 700000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений 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% - свыше 70% до 95% - свыше 95% | ±6 ±15 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
Таблица 3. Технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры |
| Рабочая среда | Продукция нефтяных скважин |
| Температура рабочей среды, °С | от 0 до +95 |
| Рабочее избыточное давление, МПа (кгс/см ), не более | 4 (40); 6,3 (63); 16 (160) |
| Плотность жидкости, кг/м3 | от 680 до 1200 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 100 |
| Г азовый фактор, м3/т, не более | 1000 |
| Напряжение питания от сети переменного тока, В | +38 +22 380 -57; 220 -33 |
| Частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 10 |
| Количество подключаемых на замер скважин | от 1 до 14 |
| Габаритные размеры, мм, не более - БТ - БА | 10000х3200х3500 6000х3200х3500 |
| Масса установки, кг, не более - БТ - БА | 16000 2000 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 36000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная «МАССА»: Блок технологический Блок автоматики | | 1 шт. |
| Установки измерительные «МАССА». Руководство по эксплуатации | КМРН611.136.001РЭ | 1 экз. |
| Установки измерительные «МАССА». Паспорт | КМРН 611.136.001ПС | 1 экз. |
| Установки измерительные «МАССА». Формуляр | КМРН 611.136.001Ф | 1 экз. |
| МП 0414-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МАССА». Методика поверки» | | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационной документации на составные части установки | | 1 компл. |
| Комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей согласно ведомости ЗИП | | 1 компл. |
| Блок подачи реагента, блок подогрева, блок фильтрации (при необходимости) | | |
Поверка
Поверка осуществляется по документу МП 0414-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МАССА». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» от 20 апреля 2016 года.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м /ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;
- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %.
- эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «МАССА» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением «Установок измерительных «МАССА», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «24» марта 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/1709-16 от «24» марта 2016 г.)
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 3667-021-00136656-2007 Технические условия «Установки измерительные «МАССА» с изменениями № 1 и № 2.
65008-16: Методика поверки МП 0414-9-2016Скачать477.3 Кб