Установки измерительные Мера-ММ.91

Назначение

Установки измерительные «Мера-ММ.91» (далее - установки) предназначены для измерения массы и массового расхода сырой нефти и объема и объемного расхода нефтяного газа.

Описание

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением 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 кориолисовыми счетчиками расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами счетчиками позволяющим 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 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.

Г идравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.

Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

-    счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Номер в Федеральном информационном фонде 45115-10);

-    счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Номер в Федеральном информационном фонде 27054-14);

-    расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Номер в Федеральном информационном фонде 50998-12);

-    расходомеры массовые Promass (Номер в Федеральном информационном фонде 57484-14);

-    счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Номер в Федеральном информационном фонде 47266-11);

-    счетчики-расходомеры массовые Эмис-Масс 260 (Номер в Федеральном информационном фонде 42953-09);

-    счетчики-расходомеры массовые МИР (Номер в Федеральном информационном фонде 48964-12)

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

-    счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Номер в Федеральном информационном фонде 45115-10);

-    счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Номер в Федеральном информационном фонде 27054-14);

-    расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Номер в Федеральном информационном фонде 50998-12);

-    расходомеры массовые Promass (Номер в Федеральном информационном фонде 57484-14);

-    счетчики газа вихревые СВГ (Номер в Федеральном информационном фонде 13489-13);

-    датчик расхода газа ДРГ.М (Номер в Федеральном информационном фонде 26256-06);

-    счетчик газа DYMETIC-9423 (Номер в Федеральном информационном фонде 37418-08);

-    преобразователи расхода вихревые Эмис-Вихрь 200 (Номер в Федеральном информационном фонде42775-14);

-    расходомер Turbo Flow GFG (Номер в Федеральном информационном фонде 57146-14);

-    расходомеры-счетчики газа ультразвуковые Turbo Flow UFG (Номер в Федеральном информационном фонде 56432-14);

-    расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (Номер в Федеральном информационном фонде 57762-14);

-    расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 7300 (Номер в Федеральном информационном фонде 52540-13);

-    расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4070 (Номер в Федеральном информационном фонде 52514-13).

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

-    Влагомеры поточные L и F (Номер в Федеральном информационном фонде 56767-14);

-    влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Номер в Федеральном информационном фонде 42678-09);

-    влагомер сырой нефти ВСН-2 (Номер в Федеральном информационном фонде 24604-12);

-    измеритель обводненности Red Eye (Номер в Федеральном информационном фонде 47355-11).

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.

В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:

-    контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (Номер в Федеральном информационном фонде 15772-11);

-    контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы "Schneider Electric SA", Франция (Номер в Федеральном информационном фонде 50107-12);

-    комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств программного управления TREI-5B-05 (Номер в Федеральном информационном фонде 19767-12);

-    контроллеры механизированного куста скважин КМКС (Номер в Федеральном информационном фонде 50210-12).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

-    измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой 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.

Общий вид установки приведен на рисунках 1,1а.

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.

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 «средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПа

от 0,2 до 10,0 от 0 до плюс 90 от 1 • 10-6 до 15040-6 от 700 до 1180

до 1000 до 99

о/~'

-температура, С

-кинематическая вязкость жидкости, м2/с -плотность жидкости, кг/м3 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т -объемная доля воды в сырой нефти, %

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,

от 0,2 до 83,3 (от 5 до 2000).

от 2 до 62500 (от 50 до 1500000).

± 2,5.

3 3

приведенный к стандартным условиям, м /ч (м /сут)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %

От 0 до 70 %

± 6; ± 15;

по методике измерений.

Св.70 до 95 %

Св. 95 % до 99 %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении

объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

± 5,0. от 1 до 14.

Количество входов для подключения скважин

Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В

± 15 %. не более 30 кВ-А.

12360 х 3250 х 3960 мм; 6000 х 3250 х 3960 мм.

30000 кг; 10000 кг.

УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.

10 лет.

Потребляемая мощность,

Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

Масса, не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

Климатическое исполнение Срок службы, не менее

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

Поверка

осуществляется по документу МП 60779-15 «ГСИ. Установки измерительные «Мера-ММ.91». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» в г. Тюмень, 12 января 2015 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей регистрационный номер 3.2.ГНЭ.0001.2014, регистрационный номер 3.2.ГНЭ.0002.2014, расход газожидкостных смесей от 1 до 100 т/ч, с пределом допускаемой относительной погрешности при измерении: массового расхода газожидкостных смесей не более ± 2 %, объемного расхода газа не более ± 3%.

Средства поверки для средств измерений, входящих в состав установки, указаны в документах на их поверку.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15 августа 2013 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ»

1.    ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

2.    ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические

условия.