Установки измерительные МЕРА-ММ.103

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Установки измерительные «МЕРА-ММ.103» (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 массы и массового расхода скважинной жидкости, и объема и объемного расхода 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:

-расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15201-11;

-расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13; -счетчики-расходомеры массовые «ЭЛМЕТРО-Фломак», регистрационный номер 47266-16.

Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

-расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11; -расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13; -счетчики газа вихревые типа «СВГ.М», регистрационный номер 13489-13.

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 применяют один из следующих контроллеров: -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;

- контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator, регистрационный номер 65466-16.

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

DirectLOGIC

Идентификационное наименование ПО

MMBR

MMSP

MMDL

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

7DE8

7DС5

7D7C

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

-

-

-

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

-

-

-

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

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

3 3

газа, приведенного к стандартным условиям, м /ч (м /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

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 сохранении 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.103

1 шт.

Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации)

-

1 компл.

Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.103». Методика поверки

НА.ГНМЦ.0217-2018 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0217-2018 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.103». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 08.06.2018г.

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.103».

Сведения о методах измерений

приведены в документе МН 854-2018 «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений установками измерительными «МЕРА-ММ», свидетельство об аттестации RA.RU.310652-044/01-2018 от 01.03.2018.

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»

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

ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия

Развернуть полное описание