Назначение
Установки измерительные «ПРИЗМА» (далее - установки) предназначены для измерений среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти, среднего массового расхода и массы сепарированной нефти без учета воды, среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).
Описание
Установки представляют собой комплекс, включающий в свой состав блок технологический (далее - БТ) и блок аппаратурный (далее - БА).
БТ может в себя включать:
- технологические трубопроводы;
- трубопроводную запорную арматуру;
- датчики КИПиА:
Таблица 1 - Датчики КИПиА
| Наименование контрольно-измерительного прибора | Номер в Г осреестре |
| СИ расхода жидкости |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Эмис-Масс 260 | 42953-15 |
| Счетчики жидкости массовые МАСК 20-4.0 | 12182-09 |
| Счетчики-расходомеры массовые МИР | 48964-12 |
| СИ расхода газа |
| Датчики расхода газа DYMETIC-1223М | 57997-14 |
| Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Преобразователи расхода вихревые ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200) | 42775-14 |
| СИ давления |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| СИ температуры |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-13 |
| СИ влагосодержания |
| Влагомеры сырой нефти ВОЕСН | 32180-11 |
- замерный сепаратор (емкость сепарационная);
- переключатель скважин многоходовый ПСМ, блок трехходовых кранов, блок двухходовых кранов, входная задвижка;
- привод гидравлический;
Состав оборудования, количество и тип преобразователей расхода, расчетное давление установки и т.д. определяется предприятием изготовителем на основании технических требований.
БТ может комплектоваться блоком дозирования химреагента в составе: емкости для хранения химреагента;
- фильтров;
- насосов дозировочных;
- насоса закачки и/или закачки и перемешивания;
- арматуры (задвижки, краны шаровые, вентили, клапаны обратные, клапаны предохранители);
- технологических трубопроводов.
БА может включать следующее оборудование:
- шкаф управления в комплекте с вторичными приборами, ПЛК и панелью оператора. В состав шкафа управления в качестве ПЛК входят контроллер Fastwel производства ЗАО «НПФ «Доломант» с ПО ПРИЗМА (ООО «Метрология и Автоматизация») или контроллер R-AT-MM/RTU фирмы ООО «Аргоси Аналитика»;
- шкаф силового управления в комплекте с источником бесперебойного питания;
- шкаф управления БДР в комплекте с ПЛК (при необходимости);
- систему пожарной сигнализации БТ и БА в комплекте с датчиками и приборами контроля;
- автоматизированное рабочее место оператора (при необходимости).
Комплект установки зависит от требований заказчика и/или проекта.
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Система обработки информации (далее - СОИ) представленная в виде шкафа управления на основе программируемого логического контроллера производит обработку измерительной информации, поступающей от преобразователей расхода, давления и температуры, влагомера, индикацию на графической панели и передачу значений измеряемых и определяемых параметров по коммуникационным каналам, а также управление процессом измерений. СОИ позволяет передавать данные на верхний уровень (интерфейс RS-485 по протоколу Modbus RTU).
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение для контроллера Fastwel с ПО ПРИЗМА | Значение для контроллера R-AT-MM |
| Идентификационное наименование ПО | Измерительная установка ПРИЗМА | DebitCalc |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 01.03.00 | V 0.1 и выше |
| Версия ПО панели | 00.01.00 | - |
| Цифровой идентификатор ПО | C3CB4561 | - |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3, 4, 5 и 6.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| 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 объемных долях)*, %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% - свыше 95% | ±6 ±15 не нормируются |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям*, % | ±5 |
| *Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Среднесуточный дебит скважины по жидкости, м /сут, не более | от 2 до 4000 |
| Г азовый фактор, ст. м3/т, | от 10 до 1000 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Минимальное содержание нефтяного газа в несепарированной сырой нефти в рабочих условиях, м3/м3 | 0,1 |
| Давление в системе нефтесбора, МПа | от 0,2 до 16,0 |
| Параметры питания электрических цепей: ток напряжение, В допустимое отклонение от номинального напряжения, % частота, Гц потребляемая мощность, кВт, не более | переменный 380/220 ±10 50±0,4 20 |
| Количество подключаемых скважин | от 1 до 14 |
| Диаметр трубной обвязки от скважины до установки, мм | от 50 до 150 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 18500 |
| Средний срок службы до капитального ремонта, лет, не менее | 3 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Таблица 5 - Климатические условия эксплуатации установки
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Температура окружающего воздуха, °С У1 УХЛ1 | от -45 до +50 от - 60 до +50 |
Таблица 6 - Характеристики рабочей среды
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | Продукция нефтяных скважин |
| Обводненность нефти, объемная доля воды, % | от 0 до 99 |
| Плотность нефти, кг/м3 | от 700 до 1050 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1000 до 1200 |
| Содержание сероводорода, объемная доля, %, не более | 10 |
| Содержание парафина, %, не более | 10 |
| Содержание механических примесей, мг/л, не более | 3000 |
| Кинематическая вязкость водонефтяной смеси при 20°С, сСт, не более | 6000 |
| Температура, °С | от 0 до +60 |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульных листов инструкция по эксплуатации и паспорта установок типографским способом.
Комплектность
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Блок технологический (БТ) | | 1 ком. |
| Блок аппаратурный (БА) | | 1 ком. |
| Паспорт на установку | | 1 ком. |
| Шкаф управления (ШУ) | | 1 ком. |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Паспорт на ШУ | | 1 ком. |
| Шкаф силового управления (ШСУ) | | 1 ком. |
| Паспорт на ШСУ | | 1 ком. |
| Шкаф управления блока дозирования реагента (ШУ БДР) | | 1 ком. |
| Паспорт на ШУ БДР | | 1 ком. |
| Инструкция по эксплуатации на ИУ | | 1 ком. |
| Техническая документация на комплектующие части | | 1 ком. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0488-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ПРИЗМА». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» «07» декабря 2016 года.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;
- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от ±0,5 до ±1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от ±1,0 %до ±1,5 %.
- эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от ±1,5 до ±2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от ±3,0 до ±5,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
содержатся в документе «ГСИ. Масса и массовый расход сырой нефти, объем и объемный расход свободного нефтяного газа. Методика измерений установками измерительными «ПРИЗМА», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «22» декабря 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/15709-16 от «22» декабря 2016 г.)
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 3667-009-40947531-2016. Технические условия. Установки измерительные «ПРИЗМА».
67128-17: Методика поверки МП 0488-9-2016Скачать2.5 Мб