Назначение
Установки измерительные «СПУТНИК МАСС-НТ» (далее - установки) предназначены для измерений объёма, объёмного расхода и плотности в рабочих условиях эмульсии, нефти, воды в добываемой из нефтяных скважин сырой нефти (газо-жидкостной смеси), объёмного расхода и объема нефтяного газа в рабочих условиях и приведения их к стандартным условиям. По результатам измерений в установке вычисляются масса и массовый расход нефти, объемный расход нефтяного газа в стандартных условиях.
Описание
Принцип работы установки основан на методе сепарации сырой нефти (жидкости) на три фракции - нефть, нефтяной газ и воду - и измерении расхода и количества нефти и нефтяного газа. После измерений все три фракции сбрасываются в общий коллектор.
Установка состоит из аппаратурного и технологического блока.
Технологический блок представляет собой сепаратор, состоящий из двух емкостей, сообщающихся посредством патрубка на нижнем уровне. На верхнем уровне емкости соединены газовым сифоном, на среднем уровне - жидкостным сифоном.
Продукция нефтяных скважин, поступающая в сепаратор, разделяется на фракции - воду, эмульсию, нефть и газ. Вода как самая тяжелая фракция скапливается во второй емкости, повышая уровень жидкости в первой емкости. Газ из верхней части емкостей выходит во вторую емкость и далее в общий коллектор. Жидкость из первой емкости по достижении некоторого уровня лавинообразно перетекает по патрубку во вторую емкость и далее сбрасывается в общий коллектор.
Аппаратурный блок содержит средства измерений, перечисленные в столбце 2 табл. 1. ____Таблица 1 - Измерительные каналы установок «СПУТНИК МАСС- НТ»_______________
| Наименование измеряемой физической величины | Наименование, тип средства измерений, (номер в Госреестре СИ) | Диапазон измерения | Пределы допускаемой погрешности |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Объем и объемный расход обезвоженной нефти, воды, эмульсии | Преобразователь расхода жидкости ЭРВИП (48879-12) | 2 до 23 м3/ч | ± 1,0 % в диапазоне расходов от наименьшего Qо до наибольшего Qmax |
| Объем и объемный расход нефтяного газа в стандартных условиях | Преобразователь расхода газа ЭРВИП (50345-12) | 20 до 120 м3/ч в рабочих условиях | ± 2,5 % в диапазоне расходов от 0,1 Qmax до 0,9 Qmax |
| Плотность обезвоженной нефти, воды, эмульсии | Поточный плотномер 804-Вн (47933-11) | 0 до 2000 кг/м3 | Y = ± (0,1 + (100-ДТ/ Др +0,05) %, где Др= (рмах- рмин) кг/м3 |
| Наименование измеряемой физической величины | Наименование, тип средства измерений, (номер в Госреестре СИ) | Диапазон измерения | Пределы допускаемой погрешности |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Температура газа | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ (ТСМУ)/1-0288 Ех (36341-07) | 0... 100 °С | ± 0,25 % |
| Избыточное давление газа | Преобразователь избыточного давления 415 ДИ-Вн (36555-07) | 0.4,0 МПа | ± 0,5 % |
| Объем и объемный расход нефтяного газа в стандартных условиях | Блок вычисления расхода газа БВР.М (13489-13) | Сигнал давления, 4-20 мА | ± 0,3 % |
| Сигнал температуры 4 до 20 мА | ±0,5 °С |
| Сигнал расхода в рабочих условиях | ±0,10 % |
| Сигнал расхода в стандартных условиях | ± 0,35 % |
| Ток преобразователей | Программируемые измерительные преобразователи контроллеров I-7000, I-8000, M-7000 (20993-06), Контроллерные модули серии МК-400 (24642-03) | от 4 до 20 мА | ± 0,5 % (привед.) |
Расход газа измеряется перед выходом газа в коллектор. Расход жидкости измеряется преобразователем расхода ЭРВИП перед выходом жидкости в коллектор. Поточный плотномер, установленный в верхней части второй емкости, определяет плотность самой тяжелой жидкости — воды и самой легкой жидкости — нефти. Объемный расход и объем попутного нефтяного газа приводятся к стандартным условиям блоком вычисления расхода газа БВР.М с учетом результатов измерений давления и температуры преобразователями, установленными на газовой линии перед выходом в общий коллектор.
Блок измерений и обработки информации (БИОИ) содержит промышленный контроллер, операторскую панель, систему защиты цепей питания и преобразователей напряжения, систему искро- и грозозащиты информационных цепей протоколов R485, RS232. Микропроцессор БИОИ по результатам измерений объемного расхода жидкости комбинированным преобразователем расхода ЭРВИП и плотности жидкости поточным плотномером 804-Вн вычисляет массовый дебит жидкости, эмульсии, нефти, воды. Гидрораспределитель ПСМ-4-НТ управляется по установленной программе от системы телемеханики через станцию управления. По команде станции управления включается электродвигатель гидропривода ГП-НТ, и в системе гидравлического управления повышается давление. Электродвигатель перемещает каретку гидрораспределителя ПП-НТ, устанавливая в соответствующее положение переключатель скважин. В таблице 2 перечислены средства обработки результатов измерений
Таблица 2 - Средства обработки результатов измерений
| Операции обработки | Наименование, тип СИ (номер в Госреестре СИ) |
| Промышленный контроллер типа SKADAPack (16856-08) |
| Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 (20993-06) |
| Модули контроллерные серии МК-400 (24642-03) |
| Обработка результатов прямых измерений, передача и хранение результатов измерений | Контроллеры измерительные АТ-8000 (42676-09) Контроллеры программируемые измерительно-вычислительных и управляющих комплексов на базе платформы ControlLogix 1756, CompactLogix 1769 (42664-09) Контроллеры измерительные R-AT-MM Argosi (43692-10) Комплекс программно-технический «Мега» (48782-11) |
| Контроллеры измерительные DirectLOGIC (17444-11) |
| Станция СТК Z*181.62 на основе персонального компьютера (ПК) |
Связь между первичными преобразователями и контроллерами реализована по протоколу RS485
Лист № 4
Всего листов 9
Внешний вид технологического блока «СПУТНИК МАСС-НТ» представлен на рис. 1.
Рис.1
Связь между первичными преобразователями и контроллерами реализована по протоколу RS485.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) программно-технического комплекса «Мега» делится на две части: встроенное ПО (ВПО) контроллеров «Мега» и внешнее, устанавливаемое на ПК.
Встроенное ПО контроллеров «Мега» разработано фирмой-изготовителем и устанавливается в энергонезависимую память контроллера. ВПО устанавливается на заводе-изготовителе и не может быть изменено потребителем. Идентификация ВПО потребителем не предусмотрена. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливаются при первичной поверке ПТК «Мега». ВПО «Мега» состоит из следующих частей:
ПО «Ротор» - программа опроса контроллеров, которая:
- последовательно опрашивает контроллеры в фоновом циклическом режиме;
- предоставляет возможность изменения списка опрашиваемых контроллеров, списка запрашиваемых из них данных и списка выполняемых команд;
- выполняет маршрутизацию передаваемых пакетов;
- ведет статистику качества связи с контроллерами;
- передает данные в контроллер для управления технологическим объектом;
- создает и ведет базу данных контроллеров.
Рис.2 Внутренний вид технологического блока
ПО «ОРС-сервер» контроллеров «Мега» получает данные от ПО «Ротор», выполняет необходимые преобразования и предоставляет эти данные клиентам по стандарту OPC (OLE for Process Control, здесь OLE - object linking and embedding, связь и погружение объектов). Посредством ПО собираются данные с преобразователей объемного расхода, датчика давления, преобразователя температуры, поточного плотномера 804, вычисляются массы и массовые расходы жидких фракций и объема газа, приведенного к стандартным условиям, архивируется информация, формируются отчеты и отображаются результаты измерений. Интерфейс пользователя не позволяет вносить какие-либо изменения, влияющие на ПО.
В ПО ПТК «Мега» защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется:
- автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО;
- контролем целостности данных в процессе выборки из БД;
- автоматической фиксацией в рабочем журнале факта обнаружения дефектной информации в БД;
- автоматическим контролем доступа к хранимой информации согласно роли оператора, используемым стратегиям доступа и имеющимся у оператора правам;
- настройкой доступа на фиксацию в рабочих журналах фактов успешного или неуспешного доступа пользователей к хранимой информации.
В соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010 и на основании результатов проверок ПО ПТК «Мега» уровень защиты ПО ПТК «Мега» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С.
Лист № 6
Всего листов 9
Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные надежно защищены специальными средствами защиты от преднамеренных изменений.
В поточном плотномере 804 используются встроенное и внешнее ПО. Версия ВПО - 1.04, внешнего ПО «Плотномер 804» - 1.0.0.1. ВПО разработано фирмой-изготовителем специально для решения задач непрерывного преобразования значений измеряемой плотности среды в электрический выходной сигнал. ПО устанавливается на заводе-изготовителе и не может быть изменено потребителем. ВПО плотномеров защищено от преднамеренных и непреднамеренных изменений системой защиты контроллера от чтения и записи.
В соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010 уровень защиты ВПО «Плотномер 804.exe», используемого в установке, от непреднамеренных и преднамеренных изменений, соответствует уровню А.
ВПО «Плотномер 804.exe» для персонального компьютера под управлением операционной системы MS Windows может использоваться для просмотра и изменения настроечных параметров плотномера, просмотра результатов измерений в реальном времени на дисплее персонального компьютера при проведении технического обслуживания, просмотра памяти данных.
В блоке БВР.М отсутствует возможность внесения несанкционированных изменений (преднамеренных и непреднамеренных) в ПО посредством внешних интерфейсов или меню прибора (с клавиатуры).
Привязка в ПО блока БВР.М входных измерительных каналов к подключаемым датчикам расхода, давления, температуры, давления, плотности изменяется по специальному паролю, изменения настроек вступают в силу только после сохранения изменений в ПЗУ приборов; при этом в архиве (энергонезависимой памяти) формируется специальная запись входа по паролю с идентификацией даты, времени, всех проведенных операций и прав доступа.
ПО «Интротест» установлено на станции СТК Z181.62, реализованной на основе персонального компьютера. Исполняемый файл - UIDS_xVy.exe, где x, у - номер версии и подверсии ПО; файл находится на несъемном диске контроллера и работает в операционной системе FreeDOS.
В соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010 и на основании результатов проверок ПО «Интротест» уровень защиты ПО «Интротест» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С».
Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные защищены с помощью специальных средств от преднамеренных изменений.
Идентификационные данные приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Идентификационные данные
| Наименование программного обеспечения 1 | Идентификационное наименование программного обеспечения 2 | Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения 3 | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) 4 | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения 5 |
| ПО «Плотномер 804» | Плотномер 804.exe | 1.0.0.1 | 1953c6254aab090d528 a8106f0155e18 | md5 |
| ПО «Ротор» ПТК «Мега» | Цикломашина опроса «Ротор» | 10ХХ.Х сборка ХХХ* | 790413C09D058BD0- A7E70DB8B8C65B73 | |
| ПО «Mega ОРС-сервер» ПТК «Мега» | Меда OPCDA Server | 10Х.Х.Х.ХХХ* | 23C6EA040929354C- 928D66FCF66D40D4 | md5 |
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификаци онный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО БВР.М в составе счетчика свободного нефтяного газа | СВГ-ПНГ | v002m | 0xA0F5 | CRC16 |
| ПО «Интротест» | UIDS_xVy.exe + код версии | См. примечание* * | См. примечание** | md5 |
Примечания.
* Номер версии метрологически значимой части ПО «Ротор » и ПО «ОРС-сервер »
определяют первые две цифры, в качестве букв «X» могут использоваться любые символы.
** Код версии зависит от комплектации установки и записывается в ее паспорте.
Технические характеристики Количество подключаемых скважин Верхний предел измерений дебитов: | от 1 до 14 |
| массового расхода жидкости, т/сут объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях, м3/сут Рабочее давление, МПа, не более Температура окружающего воздуха, °С | 400 3000 4,0 от минус 50 до плюс 40 |
Характеристики рабочей среды - газо-жидкостной смеси (нефть, пластовая вода, газ)
| температура, °С | от плюс5 до плюс 60 |
| вязкость, 10 6м2/с, не более | 120 |
| давление, МПа, не более | 4,0 |
| плотность нефти, кг/м3 | от 700 до 900 |
| плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1000 до 1200 |
| объемная доля пластовой воды (обводненность | от 0 до 95 |
| нефти) | |
| содержание парафина, массовая доля, % | до 7,0 |
| содержание механических примесей, мг/л | до 3000 |
| размер механических примесей, мм | до 5,0 |
| объемное содержание сероводорода, % | до 2,0 |
| содержание газа в нефти (газовый фактор), м3/т | до 150 |
в стандартных условиях
Исполнение приборов, устройств и электрооборудования технологического блока взрывозащищенное, по классу взрывоопасной зоны В-1а (ПУЭ
Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей II А-ТЗ по ГОСТ Р
51330.(11, 19)
Исполнение электрооборудования обыкновенное
аппаратурного блока
Количество входных и выходных сигналов
(каналов) БИОИ станции управления, не менее 6
Унифицированные токовые сигналы 0.. .20 (4...20) мА
Лист № 8
Всего листов 9
Дискретные сигналы сухой контакт, переход коллектор-эмиттер
транзистора
Импульсные сигналы
Коммуникационные каналы RS48 протокол Modbus (мастер)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
- массы и массового расхода сырой
нефти
- объёма и объёмного расхода газа в
стандартных условиях
- массы и массового расхода нефти с объемом содержания пластовой воды в сырой нефти:
до 70 %
от 70 % до 95 % ± 15,0
Пределы допускаемой относительной погрешности, вносимой БИОИ в измерения, %
унифицированных токовых сигналов
числа импульсов ± 0,15
интервалов времени ± 0,15
Пределы допускаемой относительной
погрешности, вносимой БИОИ при
обработке информации, % ± 0,05
Питание электрических цепей:
| напряжение, В | 380/220 переменного тока |
| отклонение напряжения питания сети, % | от минус 15 до плюс 10 |
частота переменного тока, Гц 50 ± 1
потребляемая мощность, кВ •А до 20
Средняя наработка на отказ, ч 17250
Срок службы, лет 10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации типографским способом и на шильдике измерительной установки.
Комплектность
Таблица 5 - Комплект поставки установки измерительной «СПУТНИК МАСС- НТ»:
| Обозначение | Наименование | Количество |
| «СПУТНИК МАСС- НТ» | Установка измерительная, в т.ч. | 1 |
| Блок технологический | 1 |
| Блок аппаратурный | 1 |
| 3667-034-77852729-2013 РЭ | Руководство по эксплуатации | 1 |
| 3667-034-77852729-2013 ПС | Паспорт | 1 |
| «Инструкция. Установки измерительные «СПУТНИК МАСС-НТ». Методика поверки. 3667-034-77852729-2013 МП » | Методика поверки | 1 |
| Комплект ЗИП | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 3667-034-77852729-2013 МП «Инструкция. ГСИ. Измерительные установки «СПУТНИК МАСС-НТ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12 марта 2014 г.
Основные средства поверки:
Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А. Диапазон воспроизведения токового сигнала 0.. .25 мА. Пределы допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ± 0,003 мА.
Частотомер электронно-счетный АКИП 5102 Госреестр 57319-14 Диапазон измерений
0,001 Гц. 400 МГц, погрешность ± 2-10’8 импульсов за год.
Сведения о методах измерений
Методика измерений «Масса сырой нефти и объем попутного газа. Методика измерений, выполняемых измерительными установками «СПУТНИК МАСС-НТ» аттестована ФГУП «ВНИИМС» 28.04.2015 г., № 01.00225-2011.208-2009 и внесена в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, номер ФР 01.00225-2011.208/13-19.
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 объема газа и массы жидкости.
3 ТУ 3667-034-77852729-2013. Установки измерительные «СПУТНИК МАСС-НТ». Технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
