Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ.х2» (далее - установки) предназначены для непрерывных или дискретных измерений расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции соответственно одной или нескольких нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла (далее - ДП).
Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти (далее -жидкости);
- измерения среднего объёмного расхода и объёма свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 8.615-2005, на выходе сепаратора;
- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной безводной нефти (далее - нефти).
Область применения - системы герметизированного сбора нефти и газа нефтяных промыслов в условиях умеренно холодного климата.
Описание
В состав установки входят:
- блок технологический (далее - БТ);
- блок контроля и управления (далее - БК).
БТ предназначен для поочередного подключения к измерению одной из нефтяных скважин, разделения продукции скважины на жидкую и газовую фазы, измерения расхода и количества каждой из фаз, регулирования режима работы сепаратора (далее - ЕС) и управления запорно-регулирующей арматурой.
В БТ размещены:
- распределительное устройство (далее - РУ), служащее для подключения выбранной скважины к ЕС, а остальных скважин - к коллектору;
- ЕС, служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси) и оснащенный системой регулирования уровня жидкости, накапливаемой в ЕС;
- трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с РУ;
- система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для обеспечения возможности накопления жидкости в ЕС и опорожнения ЕС и для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС. Состояние регуляторов расхода газа (РРГ) и жидкости (РРЖ) определяются либо заданной высотой уровня жидкости в ЕС, либо перепадом давления между ЕС и коллектором. Система регулирования состоит из устройства контроля уровня, запорной и запорно-регулирующей арматуры (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.) в газовой и жидкостной линиях;
- первичные измерительные преобразователи (далее - СИ):
- расхода и объема жидкости - счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50 (ТОР 1-80) Госреестр 6965-03;
- расхода и массы (объёма) газа - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF (F) Госреестр 13425-06, или Rotamass модели RCCS Госреестр № 27054-09;
- объёмной доли воды в жидкости (далее - влагосодержания Wo): влагомер сырой нефти ВСН-АТ Госреестр 42678-09;
- первичных измерительных преобразователей давления и температуры со стандартными токовыми выходными сигналами 4-20 мА.
Гидравлическая схема блока технологического предусматривает возможность установки пробоотборников в жидкостной и газовой линиях и совместима со схемой установок измерительных «МЕРА-ММ» Госреестр 36648-07.
БК предназначен для сбора и обработки измерительной информации с первичных измерительных преобразователей, размещенных в БТ, управления системой регулирования уровня в ЕС, управлением РУ, архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень.
В БК размещены:
- устройство обработки информации (УОИ), включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора и обработки информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в БТ;
- силовой шкаф для питания УОИ, систем отопления, освещения, вентиляции и т.п.
Технические характеристики
Установка обеспечивает поочередное измерение для каждой подключенной скважины:
- среднего массового расхода и массы жидкости;
- среднего массового расхода и массы нефти;
- среднего объёмного расхода и объёма свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Количество входов для подключения скважин
от 1 до 14
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
- рабочее давление от 0,2 до 4,0 МПа
- температура от минус 5 до + 90 °C
- кинематическая вязкость жидкости от 1 • 10'6 до 150 • 10'6 м2/с
- плотность жидкости от 700 до 1180 кг/м3
- массовый расход жидкости от 166 до 62500 кг/ч (от 4 до 1500 т/сут)
- объёмный расход газа
при рабочих условиях от 0,208 до 3000 м3/ч (от 5 до 72000 м3/сут)
- максимальное содержание газа при
стандартных условиях (газовый фактор) до 1000 м3/т
- влагосодержание Wo не более 98 %
При подаче газожидкостной смеси на заданный вход установки с расходами жидкости и газа в пределах диапазонов измерения примененных в установке расходомеров-счетчиков жидкости и газа установка обеспечивает попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью или поддерживает в ЕС постоянный уровень, расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения измеряемых расходов, массы и объёмов, влагомер регистрирует текущие значения влагосодержания жидкости, а контроллер производит вычисления расхода и массы нефти (сырой и обезвоженной), объема и расхода газа, приведенного к стандартным условиям, индицирует и выдает информацию на интерфейсных выходах согласно протоколу обмена. Если комплектация установки не предусматривает наличие поточного влагомера в жидкостной линии, вычисление массы и массового расхода обезвоженной нефти производится контроллером на основании условно-постоянных данных о плотности сырой обезвоженной нефти и воды, полученных лабораторным путем и приведенных к рабочим условиям в соответствии с МВИ.
Динамические диапазоны измеряемых массовых расходов жидкости определяются типоразмерами применяемых расходомеров-счетчиков жидкости (согласно заказу) и составляют не менее 100:1.
Максимальные значения массовых расходов жидкости выбираются из ряда: 16600, 62500 кг/ч (400,1500 т/сут).
Диапазоны измеряемых объёмных расходов газа определяются в соответствии с заказом.
Метрологические характеристики установки приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении массы и массового расхода сырой нефти | ± 2,5 % |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды) при влагосодержании: - от 0 до 70 % - св. 70 до 90 % - св. 90 | ± 6 ± 15 В соответствии с МВИ* |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объёма и объёмного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
| * - аттестовывается в установленном порядке. |
Пределы измерений рабочего давления от 0,2 до 4,0 МПа
Пределы допускаемой приведенной погрешности
установки при измерении давления ± 0,3 %
Пределы измерений температуры рабочей среды от минус 5 до плюс 90 °C
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
установки при измерении температуры ± 0,5 °C
Пределы допускаемой погрешности УОИ:
- при преобразовании токовых сигналов (относительная) ±0,1 %
- при измерении числа импульсов (абсолютная) ± 1 имп.
- при измерении времени (относительная) ±0,1%
- погрешность вычисления по заданным алгоритмам (относительная) ± 0,025 %
Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 380 В ± 15 %
Потребляемая мощность
Климатическое исполнение
не более 10 кВ-А
УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:
БТ 10360 x3250 x3960 мм
БК 3140 х 3250 х2640 мм
Масса составных частей установки не более:
БТ 20 000 кг
БК 2500 кг
Срок службы не менее 10 лет
По взрывопожарной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категорий А по ВНТП 01/ 87/ 04 и НПБ 105-95.
Класс взрывоопасной зоны в помещении БТ - В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.0-99.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки установки приведен в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование | Кол. |
| Блок технологический БТ | 1 компл. |
| Блок контроля и управления БК | 1 компл. |
| Комплект запасных частей и инструментов | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости ЭД) | 1 компл. |
| Методика поверки | 1 экз. |
| Примечания: 1. Типы средств измерений (измерительных преобразователей), поставляемых в составе БТ и БК, определяются заказом; |
| 2. Наличие влагомера сырой нефти определяется заказчиком. |
Поверка
Поверка установки производится в соответствии с документом «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.х2» Методика поверки 3667-ПМ2-00137182-2009», утверждённым ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ» в декабре 2009 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33 на расход от 0,45 до 1500 кг/ч с относительной погрешностью ±0,1 %;
- расходомер кориолисовый массовый RCCS39 на расход от 43 до 120 000 кг/ч с относительной погрешностью ± 0,1 %;
- датчик расхода газа ДРГ.М-160 с относительной погрешностью ± 1,5 % в диапазоне расходов от 8 до 16 и от 144 до 160 м3/ч, ± 1 % в диапазоне расходов от 16 до 144 м3/ч;
- датчик расхода ДРГ.М-2500 с относительной погрешностью ±1,5% в диапазоне от 125 до 250 и от 2250 до 2500 м3/ч, ± 1 % в диапазоне от 250 до 2250 м3/ч ;
- частотомер 43-57 108 имп., (10'3-100)с;
- калибратор FLUKE-705 с относительной погрешностью по току ± (0,0210’2-1 + 2 ед. мл. разряда);
- генератор импульсов HP 33120А HEWLETT PACKARD диапазон частот от 0,1 мГц до 15 МГц;
- счетчик программный реверсивный Ф 5007 диапазон импульсов от 1 до 9999999 имп.
Межповерочный интервал установки 3 года.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объёма.
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
3. ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования.
4. ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка.
5. Инструкция по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон, ВСН 33274/ММСС.
6. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.
Заключение
Тип установок измерительных «МЕРА-ММ.х2» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
Сертификат соответствия № РОСС RU.H004.B00438 от 05.12.2007 выдан органом по сертификации нефтегазопромыслового оборудования НП «РМНТК Нефтеотдача» - ВНИИнефть - сертификация» РОСС RU.0001.il НО04.
