Установки измерительные Сатурн

Назначение

Установки измерительные «Сатурн» (далее - установки) предназначены для непрерывных или дискретных измерений расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования, обработки и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Описание

В состав установки входят:

-    блок технологический (далее - БТ);

-    блок контроля и управления (далее - БК).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установки.

В БТ размещены:

-    сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной

смеси);

-    устройство распределительное (далее - УР), служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ);

-    трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с УР;

-    система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для управления процессом накопления жидкости в ЕС и его опорожнения, а также для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС;

-    система измерений количества жидкости и газа;

-    СИ давления, температуры (при необходимости) и гидростатического давления (при необходимости).

Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:

-    уровнемер (датчик гидростатического давления, поплавок и др.), при необходимости;

-    запорную и запорно-регулирующую арматуру (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.) в газовой (далее - РРГ) и в жидкостной (далее - РРЖ) линиях. Состояния РРГ и РРЖ определяются либо заданной высотой уровня жидкости в ЕС, либо перепадом давления между ЕС и коллектором.

Установка имеет измерительную линию сырой нефти и измерительную линию газовой фазы продукции скважин.

В зависимости от исполнения, в состав установки могут входить расходомеры массовые жидкости и газа следующих моделей:

-    счетчики-расходомеры массовые СКАТ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений РФ (далее - Рег. номер в ФИФ СИ РФ) 60937-15;

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модификации F, CMF (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 45115-16);

-    расходомеры массовые Promass (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 15201-11), Promass 100 и 200 (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 57484-14);

-    счетчики-расходомеры массовые кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCS, RCCT (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 27054-14);

Для измерений объемной доли воды в жидкости используются влагомер поточный ВСН-АТ (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 62863-15) или влагомер сырой нефти ВСН-2 (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 24604-12).

БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы следующего оборудования:

-    контроллера измерительного R-AT-MM (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 61017-15) или контроллера измерительного АТ-8000 (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 61018-15), предназначенного для сбора и обработки информации, получаемой от СИ, а также для управления системой регулирования уровня жидкости в ЕС и устройством распределительным, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;

-    шкафа силового для питания контроллера, СИ, систем отепления, освещения, вентиляции и сигнализации;

-    вторичных измерительных преобразователей СИ, размещенных в БТ (при наличии);

-    клеммных колодок.

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

-    прямые измерения массы и массового расхода сырой нефти;

-    прямые и/или косвенные измерения (в зависимости от моделей расходомеров массовых жидкости и газа, входящих в комплект поставки) объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации свободного нефтяного газа (далее - газ) с приведением к стандартным условиям;

-    прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;

-    косвенные измерения массового расхода и массы сырой сепарированной безводной нефти (далее - нефть).

При подаче газожидкостной смеси установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения расхода жидкости и газа, а контроллер обрабатывает измерительную информацию от СИ.

Измерительный контроллер размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению (ПО) устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в промышленную сеть системы телемеханики.

В установке предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя).

1    - наименование и тип;

2    - максимальное рабочее давление, МПа;

3    - количество отводов для подключения к скважинам;

4    - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут.

Программное обеспечение

Обработка результатов измерений осуществляется контроллером измерительным R-AT-MM или АТ-8000 с помощью ПО «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». ПО защищено от несанкционированного изменения наличием пароля. ПО исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя.

Нормирование метрологических характеристик проведено с учетом применения ПО. Идентификационные данные ПО установок измерительных Сатурн приведены в таблице 1.

Таблица 1

Конструкция установок обеспечивает полное ограничение доступа к метрологической части ПО и измерительной информации. Уровень защиты ПО установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Диапазон измеряемого объемного расхода газа определяется типоразмером применяемого счетчика газа (согласно заказа).

Количество входов для подключения скважин    от 1 до 14

Рабочая среда - продукция нефтяных и газоконденсатных скважин с основными параметрами:

-    избыточное рабочее давление, МПа    от 0,2 до 16

о

-    температура, С    от минус 10 до плюс 120

-    плотность сырой нефти, кг/м    от 680 до 1300

-    максимальное значение газового фактора (приведенного к

стандартным условиям), м /т    от 10 до 25000

-    обводненность сырой нефти, %, не более    98

-    содержание сероводорода, %, не более    2 Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут    от 4 до 10 000 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:

-    массы и массового расхода сырой нефти    ±2,5

-    массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

-    до 70 %    ±6

-    от 70 % до 95 %    ±15

-    от 95 % до 98 %    по методике (методу) измерений Диапазон измерений объёмного расхода свободного нефтяного

газа (приведенного к стандартным условиям), м3/сут    от 5 до 2 000 000 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёмного расхода и объема свободного нефтяного газа

(приведенного к стандартным условиям), %    ±5 Рабочие условия эксплуатации установки:

-    диапазон температуры окружающей среды, °С    от минус 45 до плюс 60

-    относительная влажность воздуха, %, при 25 °С    до 95

-    диапазон атмосферного давления, кПа    от 84 до 106,7 Напряжение питания, В    380 +5^; 220 +33 Частота напряжения электропитания, Гц    50±1 Потребляемая мощность, кВ-А, не более    10 Г абаритные размеры БТ, мм    12000 х 4000 х 4000 Г абаритные размеры БК, мм    3500 х 3500 х3000 Масса БТ, кг    15 000 Масса БК, кг    2 500 Средняя наработка на отказ, ч, не менее    80000 Средний срок службы, лет    10

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом и на металлическую маркировочную табличку, закрепленную снаружи БТ, методом фотохимического травления или аппликацией.

Поверка

осуществляется по документу МЦКЛ.0196.МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «Сатурн». Методика поверки», утвержденному ЗАО КИП «МЦЭ» 25.02.2016 г.

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

-    установка поверочная УПР-АТ (Рег. номер в ФИФ СИ РФ 50508-12);

-    другие эталонные и вспомогательные средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке. Средства измерений, входящие в состав установок, опломбированы в соответствии с документацией на них и МИ 3002-2006.

Сведения о методах измерений

Методики измерений указаны в документе «ГСИ. Методика (метод) измерений. Масса сырой нефти без учета воды и объем свободного нефтяного газа. Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», МЦКЛ.0328.М-2015, свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № КА.Яи.311313/МИ-017-16 от 19.02.2016 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «Сатурн»

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

2    ГОСТ 8.510-2002. «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

3    ТУ 3667-036-95959685-2015. «Установки измерительные «Сатурн» Технические условия».