Назначение
Установки измерительные «МЕРА-ММ.101» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим измерением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти, измеренной поточным влагомером или в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды.
Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены: распределительное устройство; сепаратор; расходомер жидкостной; расходомер газовый; первичные измерительные преобразователи температуры, давления; 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.
Г идравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.
Для измерений массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (регистрационный № 47266
11);
- счетчики - расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 4295315).
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- датчики расхода газа ДРГ.М (Гос. реестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 62863-15);
- измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 47355-11).
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в технологическом блоке;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из контроллеров:
- контроллеры измерительные АТ-8000 (регистрационный № 61018-15);
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС (регистрационный № 50210
12).
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
- измерения массового расхода и массы нефти без учета воды;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики установок, хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. После включения электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-изготовителе контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
| Идентификационные признаки | КМКС, АТ-8000 |
| Идентификационное наименование ПО | SP32.IS.001 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | V1.00000 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 8DBB.10AC |
| Другие идентификационные признаки | - |
Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики.
| Рабочая среда | продукция нефтяных скважин |
| Давление, МПа | от 0,2 до 4,0 |
| Температура, оС | от 0 до +60 |
| Кинематическая вязкость жидкости, м /с | от 1 • 10-6 до 15040-6 |
| Плотность жидкости, кг/м3 | от 700 до 1180 |
| Максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т | до 1000 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, % | до 99,9 |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) | от 0,2 до 62,5 (от 5 до 1500) |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м /ч (м /сут) | от 2 до 62500 (от 50 до 1500000) |
| 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 сырой нефти (в объемных долях), % - при влагосодержании от 0 % до 70 % - при влагосодержании свыше 70 % до 95 % - при влагосодержании свыше 95 % до 98 % - при влагосодержании свыше 98 % до 99,9 % | ±6 % ±15 % ±3 % ±80 % |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, % | ±5,0 |
| Количество входов для подключения скважин | от 1 до 14 |
| Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В | ±15 % |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 30 |
| Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 12360 х 3250 х 3960 6000 х 3250 х 3960 |
| Масса, кг, не более: - блока технологического блока контроля и управления | 30000 10000 |
| Срок службы, лет, не менее | 20 |
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 |
| Установка измерительная «МЕРА-ММ.101» | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0101-16 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.101». Методика поверки», утвержденному ПАО «Нефтеавтоматика» 12 февраля 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го по ГОСТ 8.637-2013; либо:
- установка поверочная счетчиков жидкости с диапазоном воспроизводимых расходов от 0,2 до 83,3 т/ч (м /ч) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода жидкости не хуже ±0,1 %;
- установка поверочная газовая с диапазоном воспроизводимых расходов от 2 до 63000 м3/ч с пределами допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, не хуже ±0,5 %;
- манометры грузопоршневые МП по ГОСТ 8291-83, класс. точности 0,05;
- термометр сопротивления эталонный ЭТС-100 с диапазоном измерений от 0 оС до плюс 60 оС и пределами допускаемой доверительной абсолютной погрешности ±0,15 °С.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «МЕРА-ММ.101», МН 621 - 2015, утвержденной ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика», г. Казань, 15 декабря 2015 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой 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
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.
65026-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0101-16 МПСкачать449.5 Кб