Назначение
Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ» предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти (далее жидкости), измерения массового расхода и массы нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, при добыче из нефтяных скважин.
Описание
Установки измерительные состоят из аппаратного и технологического блоков.
В состав аппаратного блока входят силовой шкаф, приборы преобразователей параметров, блок измерений и обработки информации (далее БИОИ).
В состав технологического блока входят средства измерений (далее СИ) массы и массового расхода жидкости, объёма и объёмного расхода газа, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации, защиты от несанкционированного доступа, один или несколько нефтегазовых сепараторов, переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.
Установки измеряют массу и массовый расхода жидкости, объём и объёмный расхода газа в стандартных условиях, массу и массовый расхода нефти в автоматическом режиме с учетом:
- введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стандартизованными методами в лабораторных условиях,
- поправок на давление и температуру рабочей среды,
- газосодержания рабочей среды.
Конструкция измерительных установок предусматривает четыре исполнения в зависимости от комплектации установки:
1 - с массовым счетчиком-расходомером на жидкостной линии;
2 - с массовым счетчиком-расходомером на жидкостной линии и поточным влагомером;
3 - с массовыми счетчиками-расходомерами на жидкостной и газовой линиях и поточным влагомером;
4 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости и газа на общей жидкостной (газовой) линии и двумя сепараторами.
Внешний вид технологического блока «Спутника -Массомер НТ» представлен на рис. 1.
Внутренний вид технологического блока в исполнениях 1 - 3 показан на рис. 2.
Рис. 1 Внешний вид технологического блока
Рис. 2 Внутренний вид технологического блока в исполнениях 1 - 3
Принцип действия установки основан на измерении массового расхода фракций сырой нефти, которые получаются в установке путем сепарации.
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к измерительной установке, поступает в переключатель скважин. Переключатель направляет продукцию одной из скважин в сепаратор, а продукцию остальных скважин - в общий коллектор.
В сепарационной емкости газ отделяется от жидкости и поступает в верхнюю полость сепаратора, а затем, пройдя каплеотбойник, через открытую заслонку и счетчик газа уходит в общий коллектор. Жидкость стекает по полкам в нижний цилиндр сепаратора и накапливается в нем. По мере слива жидкости из сепаратора уровень ее падает, и поплавок открывает заслонку, направляя газ через счетчик в общий коллектор.
По мере роста уровня жидкости поплавок через систему рычагов прикрывает заслонку. При достижении перепада давления величины, достаточной для преодоления усилия (в пределах 0,08 - 0,12 МПа), клапан открывается и жидкость под избыточным давлением через массовый счетчик-расходомер жидкости, установленный на жидкостном трубопроводе, начинает интенсивно поступать в общий коллектор
Внутренний вид технологического блока измерительных установок «Спутник-
Массомер НТ» в исполнении 4 представлен на рис.3.
Рис. 3
Внутренний вид технологического блока «Спутник-Массомер НТ» в исполнении 4
В исполнении 4 применяются два сепаратора, второй сепаратор расположен вертикально, он дополнительно разделяет жидкую и газовую среду. Во втором сепараторе накапливаются и отстаиваются слои жидкостей сверху вниз: нефти, эмульсии (нефти со взвешенными в ней каплями газа), воды. Газ и слои жидкости через систему гидрозатворов, установленных в нем на различных уровнях по высоте, попеременно сливаются через выходной газожидкостный затвор в общий коллектор. Для измерения расхода разных фаз применяется один и тот же массовый расходомер-счетчик, установленный на выходном газожидкостном трубопроводе. Система гидрозатворов второго сепаратора попеременно переключает на измерение расход нефти, воды, эмульсии и газа.
Входящие в состав измерительных установок СИ и их метрологические характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Измерительные каналы установок «Спутник-Массомер НТ»
| Наименование измеряемой физической величины | Наименование, тип СИ, (№ Госреестра СИ) | Диапазон измерения | Пределы допускаемых погрешностей при измерениях |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Масса и расход сырой нефти | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion (№ 13425-06) | от 250 до 3500 кг/ч, от 3500 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| Счетчик-расходомер массовый ROTAMASS (№ 27054-09) | от 250 до 3500 кг/ч, от 3500 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| Расходомер массовый Promass (№ 15201-11) | от 250 до 3500 кг/ч, от 3500 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| Счетчик жидкости массовый МАСК (№ 12182-09) | от 2000 до 6000 кг/ч, от 6000 до 40000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Плотность сырой нефти | Они же | от 700 до 1200 кг/м3 | ± 2 кг/м3 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion (№ 13425-06) | от 250 до 3500 кг/ч, от 3500 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| Масса и расход | Счетчик-расходомер массовый ROTAMASS(№ 27054-09) | от 250 до 3500 кг/ч, от 3500 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| нефтяного газа | Расходомер массовый Promass (№ 15201-11) | от 250 до 3500 кг/ч, от 3500 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| Счетчик жидкости массовый МАСК (№ 12182-09) | от 400 до 2000 кг/ч, от 2000 до 7000 кг/ч | ± 1,0 отн. ± 0,5% отн. |
| Содержание нефти в водонефтяной смеси | Влагомер сырой нефти ВОЕСН «Аквасенс» (№ 32180-11) | от 100 до 30 % объема от 30 до 5 % объема от 5 до 2 % объема | ± 4 % отн. ± 10 % отн. ± 18 % отн. |
| Содержание воды в водо-нефтяной смеси | Влагомер сырой нефти ВОЕСН Аквасенс» (№ 32180-11) | от 0,1 до 70 % объема от 70 до 100 % объема | ± 1 % абс. ± 1,5 % абс. |
| Температура газа | Термопреобразователь типа ТСПУ Метран 276 (№ 21968-11) | от 0 до 100 ° С | ± 0,25% |
| Давление газа | Датчик абсолютного давления 415 ДА-Вн ( № 36555-07) | от 0 до 4,0 МПа | ± 0,5% |
| Давление сырой нефти (жидкости) | Датчик избыточного давления 415 ДИ-Вн (№ 36555-07) | от 0 до 4,0 МПа | ± 0,5% |
| Ток преобразователей | Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 (№ 20993-06); Модули контроллерные серии МК-400 (№ 24642-03) | от 4 до 20 мА | ± 0,5 привед. |
В таблице 2 перечислены средства обработки результатов измерений
Таблица 2 - Средства обработки результатов измерений
| Операции обработки | Наименование, тип СИ, (№ Госреестра СИ) |
| Обработка результатов прямых измерений, передача и хранение результатов измерений | Промышленный контроллер типа Fasmel CRW 188-5 |
| Промышленный контроллер типа SKADA Pack (№ 16856-08) |
| Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 (№ 20993-06) |
| Модули контроллерные серии МК-400 (№ 24642-03) |
| Контроллеры измерительные АТ -8000 ( № 42676-09); |
| Контроллеры программируемые 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) |
Программное обеспечение
Программное обеспечение программно-технического комплекса «Мега» разделено на две части: встроенное программное обеспечение (ВПО) контроллеров «Мега» и внешнее, устанавливаемое на ПК.
ВПО контроллеров «Мега» устанавливается в энергонезависимую память контроллера. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера устанавливаются в процессе первичной поверки 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.
ПО «ОРС-сервер» контроллеров «Мега» - программа, получающая данные от ПО «Ротор», выполняет необходимые преобразования и предоставляет эти данные по OPC-стандарту клиентам.
Посредством ПО собираются данные с массовых счетчиков-расходомеров, преобразователей давления, температуры, архивируется информация, формируются отчеты и отображаются результаты измерений. Интерфейс пользователя не допускает внесения каких либо изменений, влияющих на ПО.
Ведутся архивы часовых и суточных интегральных и средних значений параметров. ПО обеспечивает защиту параметров (уставок), влияющих на измерения паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Идентификационные данные ПО ПТК «Мега» приведены в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ПТК «Мега»
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Ротор» | Цикломашина опроса «Ротор» | См. примечание | См. примечание | md5 |
| ПО «Mega ОРС-сервер» | Меда OPCDA Server | См. примечание | См. примечание |
Программное обеспечение (ПО) измерительной установки «Спутник-Массомер НТ-4 представляет собой исполняемый файл UIDS_xVy.exe, где x, y - номер версии и подверсии ПО; файл находится на несъемном диске контроллера и работает в операционной системе FreeDOS на станции СТК Z181.62.
Таблица 3 - Идентификационные данные файла UIDS.
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Файл UIDS | UIDS + код версии | См. примечание | См. примечание | md5 |
Примечание. Код версии зависит от комплектации установки и записывается в ее пас-
порте.
Программы контроллеров записаны в энергонезависимой памяти и защищены от искажений пломбированием контроллеров.
ПО «Мега» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты программного обеспечения, используемого в установке, от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики измерительных установок
приведены в табл. 4.
Таблица 4 - Метрологические и технические характеристики
| Измеряемая величина | Значение характеристики |
| Давление рабочей среды, МПа | от 0,5 до 4,0 |
| Температура рабочей среды, °С | от 5 до 60 |
| Плотность водонефтяной смеси, кг/м3 | от 800 до 1200 |
| Плотность нефти, кг/м3 | от 700 до 900 |
| Плотность воды, кг/м3 | от 1000 до 1200 |
| Объёмная доля пластовой воды в сырой нефти, % | от 0 до 95 |
| Наибольшее значение среднесуточного массового расхода жидкости (наибольшая пропускная способность) в зависимости от комплектации измерительной установки, т/сут | 400,750, 1000, 1500, 2000 |
| Максимальное значение содержания газа в нефти (газовый фактор), м3/т в стандартных условиях | 150 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений |
| массы и массового расхода обезвоженной нефти по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти: - до 70% - от 70 % до 95 %, объема попутного газа в стандартных условиях | ± 6 % ± 15 % ± 5 % |
| Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ, % |
| при измерениях унифицированных токовых сигналов | ± 0,5 |
| при измерениях интервалов времени | ± 0,15 |
| при измерениях числа импульсов | ± 0,15 |
| Количество подключаемых скважин в зависимости от комплектации измерительной установки | от 1 до 14 |
| Напряжение питания, В | 380/220 (+10 % -15%) |
| Частота питания, Гц | 50 |
| Потребляемая мощность, кВ^А | 20 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 34500 |
| Срок службы, лет, не менее | 8 |
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации типографическим способом и на шильдике измерительной установки.
Комплектность
Таблица 3 - Комплект поставки установки измерительной «Спутник-Массомер НТ»:
| Наименование | Количество |
| Установка измерительная «Спутник-Массомер НТ » | 1 |
| Руководство по эксплуатации 3667-007-77852729-2011РЭ | 1 |
| Паспорт | 1 |
| Инструкция «Измерительная установка «Спутник-Массомер НТ ». Методика поверки. МП 3667-007-77852729-2011. | 1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией «Измерительные установки «Спутник-Массомер-НТ». Методика поверки 3667-007-77852729-2011 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 10 февраля 2012 г.
Основные средства поверки:
Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А ТУ 4381-031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала 0...25 мА. Пределы допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ± 0,003 мА.
Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001.10000 с. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени ± 2,540-7 %.
Сведения о методах измерений
Методика измерений «Масса сырой нефти и объем попутного газа. Методика измерений, выполняемых измерительными установками «Спутник-Массомер НТ» находится в составе документа «Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ». Руководство по эксплуатации. 3667-007-77852729-2011 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.ГСОЕИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема газа и массы жидкости.
3 Установки измерительные «Спутник-Массомер-НТ». Технические условия ТУ 3667-007-77852729-2011.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
