Назначение
Установки измерительные «МАССА», предназначены для измерения массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, массового расхода и массы сепарированной нефти без учета воды, а также отображения, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок измерительных «МАССА» основан на измерении счетчиками-расходомерами массовыми параметров потока продукции нефтяной скважины.
При подаче на вход установки измерительной «МАССА» продукции нефтяной скважины (газожидкостной смеси) установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в сепараторе постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения измеряемых параметров расхода, массы и объема, влагомер регистрирует текущее содержание воды в жидкости, а контроллер обрабатывает информацию от средств измерений, отображает её на дисплее и выдает информацию на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.
В состав установок измерительных «МАССА» входят:
- блок технологический (далее - БТ);
- блок автоматики (далее - БА).
БТ используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем технологического оборудования, а также средств измерений, входящих в установку:
- счетчиков - расходомеров массовых «MICRO MOTION» серий F, CMF (Госреестр № 45115-10) или счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «RotaMass», модификаций RCCS, RCCT, RCCF, модели 30-39 (Госреестр № 27054-09) или расходомеров массовых «Promass» (Госреестр № 15201-11);
- влагомера сырой нефти ВСН-ПИК (Госреестр № 38121-08) или ВСН-2-АТ (Госреестр № 24604-12);
- термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом серии Метран-2700 (Госреестр № 38548-08) или термопреобразователей ТСМУ014, ТСМУ015, ТСПУ014, ТСПУ015 (Госреестр № 46437-11) или термопреобразователей ТСМУ 0104, ТСПУ 0104, ТХАУ 0104, ТХКУ 0104 (Госреестр № 29336-05);
- преобразователей избыточного давления Endress+Hauser Cerabar МР 131 (Госреестр № 41560-09) или датчиков давления Метран 55 (Госреестр № 18375-08), Метран 100 (Госреестр № 22235-08), Метран 150 (Госреестр № 32854-09) , или датчиков давления МС 2000 (Госреестр № 17974-11);
- сепаратора, служащего для отделения газа от жидкости (сырой нефти) и оснащенного системой регулирования уровня жидкости, накапливаемой в сепараторе состоящей из:
- уровнемера (датчика гидростатического давления, поплавка и др.);
- запорной и запорно-регулирующей арматуры (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.);
- распределительного устройства, (переключатель скважный многоходовой - ПСМ, или краны шаровые трехходовые с электроприводами - К, или задвижки клиновые - З, или задвижка с электроприводом - ЗЭ);
- трубопроводной обвязки, служащей для соединения входов установки с входом сепаратора через распределительное устройство, и выходов сепаратора (жидкостной и газовой линии) с выходным коллектором;
- системы отопления и вентиляции.
БА используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования:
- системы управления и обработки информации (СУОИ), в состав которой входит:
- контроллер программируемый Siemens SIMATIC S7-300 (Госреестр № 15772-11) или контроллер программируемый Siemens SIMATIC S7-400 (Госреестр № 15773-11) или контроллер программируемый Siemens SIMATIC S7-1200 (Госреестр № 45217-10) или контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 (Госреестр № 50107-12) или контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator (Госреестр № 17444-11);
- шкафа силового питания установки, систем отопления, освещения, вентиляции;
- шкафа вторичного оборудования (с газоанализатором и пожаро - охранной сигнализацией).
У становка имеет модификации, указанные в таблице 1:
Т а б л и ц а 1
| № | Наименование | Контроллеры программируемые | Счетчики -расходомеры | Влагомеры сырой нефти | Преобразователи |
| 1 | МАССА-01 | Siemens SIMATIC S7-300, S7-400. S7-1200 | «MICRO MOTION» серий F, CMF; «RotaMass»; «Promass» | ВСН-ПИК ВСН-2-АТ | Термопреобразователи: Метран-2700; ТСМУ014, ТСМУ015,ТСПУ01 4,ТСПУ015,ТСМУ 0104, ТСПУ 0104, ТХАУ 0104, ТХКУ 0104 Датчики давления Метран 55, 100, 150, МС 2000 преобразователи избыточного давления Endress+ Hauser Cerabar МР 131 |
| 2 | МАССА-02 | SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 |
| 3 | МАССА-03 | DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator |
Установки измерительные «МАССА» обеспечивают для каждой подключенной на измерение скважины:
- 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.
Общий вид установок измерительных «МАССА» приведен на рисунке 1.
Блок технологический (БТ)
Рисунок 1- Общий вид установки измерительной групповой «МАССА»
Блок автоматики (БА)
Программное обеспечение системы управления и обработки информации установки измерительной «МАССА» обеспечивает сбор, учет, хранение и передачу информации о количестве извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа и их параметров.
Идентификационные данные программного обеспечения системы управления и обработки информации установки измерительной «МАССА» приведены в таблице 2:
Т а б л и ц а 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО СУОИ АМС.218.00. АТХ | ПО АМС Нефтегазмаш | v.2 | | CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения системы управления и обработки информации установки измерительной «МАССА» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Уровень защиты программного обеспечения контроллеров выполнено в соответствии с их описанием типа.
Пломбы предприятия - изготовителя наносятся:
- в места, указанные в руководствах по эксплуатации на составные части установки -для предотвращения доступа к электронным частям установок.
- в места, указанные стрелками на контроллер установки, путем нанесения пломб или наклеек (рис.2).
Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера установок
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Основные технические характеристики установки измерительной «МАССА».
| п/п | Характеристики | Параметры |
| 1 | Диапазон измерения расхода жидкости, т/сут Диапазон измерений объемного расхода газа в нормальных условиях, м3/сут | от 4 до 4000 от 5 до 600000 |
| 2 | Рабочее избыточное давление, МПа (кгс/см2), не более | 4 (40); 6,3 (63); 16 (160) |
| 3 | Температура измеряемой жидкости, °С | от плюс 5 до плюс 70 |
| 4 | Плотность жидкости, кг/м3 | от 680 до 1100 |
| 5 | Максимальное значение содержания газа в жидкости в нормальных условиях (газовый фактор), н. м3/т | 150 |
| 6 | Обводненность сырой нефти, %, не более | 98 |
| 7 | Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С Температура внутри блоков, °С Влажность окружающего воздуха, %, не более Влажность внутри блоков, % Атмосферное давление, кПа | от минус 60 до плюс 40 от плюс 5 до плюс 35 98 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| 8 | Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы (М) и массового расхода (Q.J сырой нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы (Мн) и массового расхода (Q^ нефти без учета воды, при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % - до 70 % - от 70 % до 95 % Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема (V) и объемного расхода (Qr) газа приведенных к нормальным условиям, % | ± 2,5 ± 6 ± 15 ± 5 |
| 9 | Напряжение питания от сети переменного тока, В | 380138; 220 ^22 |
| 10 | Потребляемая мощность, кВт, не более | 10 |
| Количество входов для подключения к скважинам | от 1 до 14 |
| 11 | Габаритные размеры, мм, не более Блок технологически Блок автоматики | 10000x3200x3500 3200x3200x3500 |
| 12 | Масса установки, кг, не более Блок технологически Блок автоматики | 16000 2000 |
| 13 | Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 36000 |
| 14 | Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи БТ и БА, методом фотохимического травления или аппликацией, а также в центр титульных листов паспорта, формуляра и руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки установок приведен в таблице 4.
Т а б л и ц а 4
| № | Наименование | Обозначение | Количество | Примечание |
| 1 | Установка измерительная «МАССА»: Блок технологический Блок автоматики | МАССА-01 МАССА-02 МАССА-03 | 1 шт. | Модификации по заказу потребителя |
| 2 | Установки измерительные «МАССА». Руководство по эксплуатации. | КМРН611.136.001РЭ | 1 экз. | |
| 3 | Установки измерительные «МАССА». Паспорт | КМРН611.136.001ПС | 1 экз. | |
| 4 | Установки измерительные «МАССА». Формуляр. | КМРН 611.136.001Ф | 1 экз. | |
| 5 | Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МАССА». Методика поверки. | КМРН 611.136.001МП | 1 экз. | |
| 6 | Комплект эксплуатационной документации на составные части установки | | 1 компл. | |
| 7 | Комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей согласно ведомости ЗИП | | 1 компл. | |
| 8 | Блок подачи реагента, блок подогрева, блок фильтрации. | | | По отдельному заказу потребителя |
Поверка
осуществляется по документу КМРН 611.136.001МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МАССА». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 11 февраля 2013 г.
Основные средства поверки:
- частотомер электронно-счетный ЧЗ-63, диапазон измеряемых длительностей импульсов от 0,1мкс до 10 с (10 МГц-10-4 Гц), погрешность измерения частоты в пределах ±5*10-7±1 ед.сч.;
- калибратор функциональный MC2-R, диапазон воспроизведения токового сигнала от 0 до 25 мА, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± (0,02 % показания + 1,5 мкА);
- барометр анероид МД-49-А, диапазон измерения от 380 до 810 мм рт. ст., погрешность в пределах ±1,0 мм рт. ст.;
- термометр ртутный стеклянный ТЛ - 4, диапазон измерений от 0 °С до 54 °С, пределы абсолютной погрешности ± 0,2 °С.
Допускается использование других средств измерений с техническими характеристиками не хуже указанных.
Сведения о методах измерений
Методы измерений содержатся в документе: «ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа извлекаемых из недр. Методика измерений установками измерительными «МАССА». Свидетельство № 01.00257-2008/23802-11 выдано ФГУП «ВНИИР»27.12.2011.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.618-2006 «Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расхода газа».
2 ГОСТ 8.510-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
3 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
4 ТУ3667-021-00136656-2007 Установки измерительные «МАССА». Технические условия.
Рекомендации к применению
Выполнение работ по оценке соответствия промышленной продукции.
