Назначение
Установки измерительные «Мера» (далее - установки) предназначены для измерений расходов и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
Описание
Принцип действия установок основан на гидростатическом принципе измерения массы и массового расхода нефти по обводненности жидкости, времени наполнения, перепада давления между верхним и нижним уровнем жидкости в калиброванном участке сепаратора.
Измерение выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа производится методом [PVT], позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры и времени опорожнения калиброванного объема вычислить объем и объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, с учетом коэффициента сжимаемости.
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти;
- измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Установка состоит из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены:
- распределительное устройство;
- сепаратор;
- первичные измерительные преобразователи температуры, давления и перепада давления с токовым выходом 4 - 20 мА;
- трубопроводная обвязка.
Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.
Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.
Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера». Общий вид.
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера». Общий вид.
Программное обеспечение
Установки имеют встроенное программное обеспечение (далее ПО), выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установок и влияющее на их метрологические характеристики.
ПО состоит из микропрограмм:
- MG_DL_0912_1407 для контроллера «Direct Logic»;
- MG_SM_1109_1552 для контроллера «Siemens ET200S»;
- 20110313 для контроллера «SCADAPack32».
Метрологически значимая часть ПО в отдельный блок не выделяется.
ПО обеспечивает следующие функции:
- управление технологическим процессом измерений (соответствие с выбранным методом измерений);
- преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые значения измеряемых величин;
- вычисление результатов измерений;
- переключение измерений между скважинами.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО МЕРА контроллера Direct Logic | MG_DL_0912_1407 | 7D9C2106 | 32945597 | CRC32 |
| ПО МЕРА контроллера Siemens ET200S | MG_SM_1109_1552 | 7DB93134 | 20259BE1 | STEP7 |
| ПО МЕРА контроллера SCADAPack32 | 20110313 | 7DB34102 | F74F57DB | CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-4.
Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»
Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»
Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»
Технические характеристики
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
| -давление, МПа | от 0,2 до 6,3 |
| - температура, ОС - кинематическая вязкость жидкости, м2/с - плотность жидкости, кг/м3 - максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т - влагосодержание, % Верхний предел массового расхода жидкости, кг/ч (т/сут) | от минус 5 до плюс 85 от 1-10-6 до 120-10-6 от 700 до 1180 до 1000 до 100 20830 (500) 83330 (2000) |
| Нижний предел массового расхода жидкости, в процентах от верхнего предела, % Пределы допускаемой относительной погрешности | 1 |
установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности
установки при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды)
при влагосодержании, %
От 0 до 70 %
Св.70 до 95 %
Св. 95% в соответствии с методикой измерений
| Верхний предел расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) | 20830 (500000) 83330 (2000000) |
| Нижний предел расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) | 1 (24) 4 (96) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % Пределы измерений давления рабочей среды, МПа Переделы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении температуры, С Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении перепада давления, % | ± 5 от 0,2 до 6,3 ± 0,3 ± 0,5 ± 0,3 |
Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
- при измерении времени (относительная), %
- при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), % ± 0,025
Количество входов для подключения скважин от 1 до 14
Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1)Гц 220/380 В ± 15 %
| Потребляемая мощность, Габаритные размеры (длина x ширина x высота), не более: | не более 30 к1В А |
| -блока технологического -блока контроля и управления Масса, не более: | 12360 x 3250 x 3960 мм 6000 x 3250 x 2640 мм |
| -блока технологического | 30000 кг |
-блока контроля и управления 2500 кг
Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69
Срок службы, не менее 10 лет
По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категории А по ВНТП01/87/04 и НПБ105-95.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
| Наименование | Количество |
| Блок технологический | 1 компл. |
| Датчик дифференциального давления | 2 шт.* |
| Датчик давления | 2 шт.* |
| Датчик температуры | 2 шт.* |
| Блок контроля и управления | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
| Примечание: *- в соответствии с заказом |
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «МЕРА». Методика поверки» МП 3667.011.00137182-2012, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 февраля 2012 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- толщиномер ультразвуковой 37DL PLUS с основной абсолютной погрешностью измерений ± 0,01 мм;
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %;
расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %;
- частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,5^10-7;
- ареометр АОН-1, (940...1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3;
- датчик расхода жидкости ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;
- датчик расхода жидкости ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;
- датчик расхода жидкости ДРЖИ 100-200-МП, расход от 20 до 200 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;
- датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %;
- датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в «Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений измерительными установками «Мера», свидетельство об аттестации № 441/01.002.48-2008/2011.
Нормативные документы
ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное.
Часть 0. Общие требования.
ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное.
Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».
ТУ 3667-011-00137182-2005 Установки измерительные «Мера». Технические условия.
Рекомендации к применению
Выполнение государственных учетных операций.
