Назначение
Установки измерительные «Сатурн-М» (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 и гидростатического давления (при необходимости).
Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:
- уровнемер (датчик гидростатического давления, поплавок и др.);
- 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 измерительной линии сырой нефти производятся измерения:
- массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);
- содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-12);
- температуры и давления сырой нефти.
В измерительной линии газовой фазы продукции скважин производятся измерения:
- объёмного расхода и объёма нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11);
- температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.
В качестве устройства обработки информации применяется устройство распределенного ввода-вывода Simatic ET200 (номер в Госреестре СИ РФ 22734-11), которое размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению 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 компьютерную сеть.
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). Схемы пломбировки СИ в составе установки в соответствии с МИ 3002-2006.
Рисунок 1 - 3D изображение оборудования БТ
Обозначение установки при заказе:
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ИУ «Сатурн-М» | -4 | -8 | -400 |
1 - наименование;
2 - максимальное рабочее давление, МПа;
3 - количество входов для подключения к скважинам;
4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;
Дополнительно указываются тип и модификация используемого счетчика-расходомера массового.
Программное обеспечение
Обработка сигналов устройством распределенного ввода-вывода Simatic ET200 выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО (алгоритма) | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | DebitCalc | V0.1 | 3a0442256a3abe0f 64a7c4e927160bd3 | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
| Диапазон измерений объёмного расхода свободного газа |
| (приведенного к стандартным условиям), м3/ч | от 6 до 130 000. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объёма газа (приведенного к стандартным условиям), % | ±5. |
| Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч | от 4 до 250. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, % | ±2,5. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объёмной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., % | ±6. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объёмной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., % | ±15. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объёмной доли воды в жидкости св. 95 до 98 % включ., % | По методике измерений. |
| Количество входов для подключения скважин | от 1 до 14 |
| Рабочая среда на входе установки- продукция нефтяных скважин с основными параметрами: - избыточное рабочее давление, МПа | от 0,2 до 16; |
| - температура, оС | от минус 5 до плюс 90; |
| - обводнённость сырой нефти, %, не более | 98. |
| Условия эксплуатации: - диапазон относительной влажности окружающей, % | от 30 до 90; |
| - диапазон температур окружающего воздуха, °С | от минус 40 до плюс 60. |
| Напряжение питания от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц, В | 380137; 220122. |
| Потребляемая мощность, кВ-А, не более | 10. |
| Г абаритные размеры (ширина, длина, высота), мм: - БТ | 8160х3250х3400; |
| - БК | 3140 х 3250 х2640. |
Масса, кг, не более:
- БТ
15000;
2500.
10.
- БК
Средний срок службы, лет
Знак утверждения типа
наносят на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом и на функциональные блоки установки в виде наклейки.
Комплектность
В комплект поставки установки входят:
- блок технологический 1 шт.
- блок контроля и управления 1 шт.
- комплект ЗИП 1 компл.
- эксплуатационная документация 1 компл.
- методика поверки 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МЦКЛ.0111 МП «Установки измерительные «Сатурн-М». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.03.2013 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная УПР-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 50508-12), массовый расход жидкости от 5 до 10000 т/сут, объёмный расход газа в нормальных условиях от 0 до 2000000 м3/сут, пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы и массового расхода жидкости ± 0,15%, пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объёма и объёмного расхода газа ± 0,5%;
- другие эталонные средства измерений и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.
Сведения о методах измерений
изложены в документах «Масса нефти сырой обезвоженной в продукции нефтяных скважин. Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», ФР.1.29.2010.07947, «Объём свободного попутного газа в продукции нефтяных скважин». Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», ФР.1.29.2010.07948 и в руководстве по эксплуатации «Установки измерительные «Сатурн». АРГ-0350.723.1723.12 РЭ.
Нормативные документы
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 объёма и массы жидкости».
3 ТУ 3667-002-97304994-2009. «Установки измерительные «Сатурн».
Рекомендации к применению
выполнение государственных учетных операций.
