Назначение
Установки измерительные «МЕРА-ММ.102» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости и скважинной жидкости без учета воды, 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 массового расхода и массы скважинной жидкости, объемного расхода и объема нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости 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 скважинной жидкости и объемной доли воды в скважинной жидкости вычисляется значение массы нефти без учета воды.
Установки состоят 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; расходомер жидкостной; расходомер газовый; первичные измерительные преобразователи температуры, 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.
Для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации:
-счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 45115-16);
-счетчики-расходомеры массовые «Эмис-Масс 260» (регистрационный номер 42953-15); Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
-счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion», (регистрационный номер 45115-16); -счетчики-расходомеры массовые «Эмис-Масс 260» (регистрационный номер 42953-15); -счетчики газа вихревые типа «СВГ.М» (регистрационный номер 13489-13);
-комплексы учета газа «Эмис-Эско 2230» (регистрационный номер 60577-15);
Для измерения объемной доли воды в скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации:
-влагомеры микроволновые поточные «МПВ700» (регистрационный номер 65112-16); -влагомеры сырой нефти «ВСН-2» (регистрационный номер 24604-12).
Для измерения температуры рабочей среды используются преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.
Для измерения давления рабочей среды используются преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,25 %.
В блоке контроля и управления размещены:
-устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
-силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
Блок контроля и управления не является обязательным компонентом, оборудование может быть размещено в блоке автоматики и связи (проектируется в составе производственного объекта - КУСТ скважин).
В зависимости от комплектации применяются контроллеры:
-контроллеры «SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575» (регистрационный номер 69436-17);
-системы управления модульные «B&R X20» (регистрационный номер 57232-14). Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: -измерения массового расхода и массы сепарированной скважинной жидкости; -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.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
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 | B&R X20 | SCADAPack |
| Идентификационное наименование ПО | MMBR | MMSP |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7DE8 | 7DС5 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - | - |
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 характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут) | от 0,2 до 83,3 (от 5 до 2000) |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) | от 2 до 62500 (от 50 до 1500000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % От 0 до 70 % Св.70 до 95 % Св. 95 % до 99% | ±6,0 ±15,0 согласно методике измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | скважинная жидкость |
| Параметры измеряемой среды: -давление, МПа -температура, °С -кинематическая вязкость жидкости, мм2/с -плотность жидкости, кг/м3 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м /т, не более -объемная доля воды в скважинной жидкости, %, не более | от 0,2 до 10,0 от -51) до +100 от 1 до 15002) от 700 до 1180 1000 99 |
| Количество входов для подключения скважин | до 14 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 230+23/400+40 50±0,4 |
| Потребляемая мощность, кВ А, не более | 30 |
| Г абаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 12360x3250x3960 6000x3250x3960 |
| Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 30000 10000 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от 10 до 30 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | УХЛ.1 |
| Срок службы, лет, не менее | 2 о ) |
| Средняя наработка на отказ, ч | 80000 |
| 1) - при условии незамерзания воды в рабочих условиях скважинной жидкости 2) - при условии сохранения текучести 3) - за исключением компонентов КИПиА срок службы которых определен производителем |
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 средств измерений
Таблица 4 - Комплектность средств измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| У становка измерительная | Мера-ММ.102 | 1 шт. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | - | 1 компл. |
| Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.102». Методика поверки | НА.ГНМЦ.0209-18 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0209-18 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.102». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 13 апреля 2018г.
Основные средства поверки:
-рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013;
-средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «МЕРА-ММ.102».
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 854-2018 «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений установками измерительными «МЕРА-ММ.102», свидетельство об аттестации RA.RU.310652-044/01-2018 от 01.03.2018 г.
Нормативные документы
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
72944-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0209-18 МПСкачать770.4 Кб