Установки измерительные Спутник-Массомер НТ.1

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 89
Найдено поверителей 4

Назначение

Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.

Установки состоят из блока контроля и управления (далее - БКУ) и блока технологического (далее - БТ).

Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины. При изготовлении установок в мобильном варианте, блок БТ (вариант исполнения установок для подключения одной скважины) и блок БКУ устанавливаются в кузове прицепа или автомобиля, либо на шасси прицепа или автомобиля.

В состав БКУ входят силовой шкаф, блок измерений и обработки информации (далее -БИОИ).

В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее - СИ): массы и массового расхода жидкости и газа, объемные счетчики-расходомеры газа в газовой линии, поточный влагомер жидкости, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее - ЕС), переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.

В зависимости от конструкции, комплектации средствами измерений и оборудованием установки выпускаются в четырех исполнениях:

-    исполнение 1 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;

-    исполнение 2 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;

-    исполнение 3 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;

-    исполнение 4 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;

Установки в разных исполнениях измеряют массу и массовый расход скважинной жидкости, массу и массового расход обезвоженной нефти, объем и объемный расход свободного газа, приведенные к стандартным условиям 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.

Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.

Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

Наименование средства измерений

Регистрационный №

Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion»

45115-16

Счетчики-расходомеры массовые ROTAMASS

27054-14

Расходомеры массовые Promass

15201-11

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ

60937-15

Счетчик жидкости массовый МАСК

12182-09

Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак

63173-16

Массовый кориолисовый расходомер ЭМИС-МАСС 260

42953-15

Вихревой расходомер-счетчик газа ЭРВИП.НТ

60269-15

Датчик расхода газа ДРГ.М

26256-06

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

Контроллер универсальный МИКОНТ-186

54862-13

Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ-2300

14527-17

Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19

61953-15

Влагомер сырой нефти ВСН-АТ

42678-09

Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК

59365-14

Влагомер сырой нефти ВСН-2

24604-12

Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/FS

50171-12

Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ

39821-13

Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000

59676-12

Контроллеры измерительные АТ-8000

42676-09

Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix 1

15652-09

Контроллеры измерительные R-AT-MM

61017-15

Комплекс программно-технический «Мега»

48782-11

Комплекс многофункциональный прграммно-технический «Инфолук»

56369-14

Контроллеры измерительные Direct Logic

65446-16

Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) для установок состоит из программнотехнического комплекса «Мега» или устройства обработки информации измерительной системы R-АТ-ММ или комплекса многофункционального программно-технического «Инфолук».

ПО программно-технического комплекса «Мега» разделено на две части: встроенное программное обеспечение (далее - 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;

ПО «ОРС-сервер» контроллеров «Мега» - программа, получающая данные от ПО «Ротор», выполняет необходимые преобразования и предоставляет эти данные по OPC-стандарту клиентам.

Обработка сигналов контроллером измерительной системы R-АТ-ММ, выполняется с помощью программного обеспечения «Система измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ».

ПО ПТК «Инфолук» разделено на 2 группы: встроенное программное обеспечение контроллеров «CILk » и внешнее ПО «Infolook.Polling», установленное на ПК.

ВПО контроллеров «CILk» устанавливается в энергонезависимую память контроллера на заводе-изготовителе.

ПО «Infolook.Polling» - программа опроса контроллеров.

Посредством ПО собираются данные с средств измерений, архивируется информация, формируются отчеты и отображаются результаты измерений. Интерфейс пользователя не допускает внесения каких либо изменений, влияющих на ПО.

Уровень защиты программного обеспечения «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

Идентиф икационные данные (признаки)

Значение

Ротор

Mega ОРС-сервер

R-АТ-ММ

Infolook.Polling

Идентиф икационное наименование ПО

Цикломаши на опроса «Ротор»

Мega

ОРСDA

Server

DebitCalc

Infolook.Polling

Номер версии (идентификационный номер) ПО

10ХХ.Х

сборка

ХХХ*

10Х.Х.Х.ХХ

Х*

VO.1

1.00.5036.24320

Цифровой идентификатор ПО

790413^9D

058BD0A7E

70DB8B8C6

5B73

23C6EA040

929354C928

D66FCF66D

40D4

3a0442256a3abe0f

64a7c4e927160bd3

41С7972ВВ766FB

745D36B393A88B

5800

Алгоритм вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

md5

md5

md5

md5

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и 4.

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений среднесуточного массового расхода сырой нефти, в зависимости от варианта исполнения установок, т/сут: -для стационарных установок - для мобильных установок

от 0,1 до 3000 от 0,1 до 300

Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерительной установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, %

±2,5

Пределы допускаемой относительной основной 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 нормируется

Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, %

±5

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Параметры

Рабочая среда

сырая нефть

Температура рабочей среды, °С

от + 5 до +60

Вязкость жидкости, мм2/с, не более

150

Давление рабочей среды, МПа (кгс/см2), не более

4,0 (40)

Плотность обезвоженной нефти, кг/м3

от 700 до 900

Плотность пластовой воды, кг/м3

от 1000 до 1200

Диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости, %

от 0 до 97

Содержание парафина, объемная доля, %, не более

7

Содержание механических примесей, массовая доля, %, не более

0,05

Содержание сероводорода, объемные доли, не более, %

2

Газовый фактор, м3/т, в зависимости от пропускной способности установок

150; 200; 300; 1500; 3000

Род тока

переменный

Напряжение, В

380/220

Отклонение напряжения питания сети, %

от - 15 до + 10

Частота переменного тока, Гц

50±1

Потребляемая мощность, кВ-А, не более

20

Коммуникационные каналы:

-    RS485

-    RS 232S/485

протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный)

Количество подключаемых скважин

-    для стационарных установок

-    для мобильных установок

от 1 до 14 1

Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее

50

Наименование характеристики

Параметры

Температура окружающего воздуха, °С У1

УХЛ1

от - 45 до +40 от -60 до +40

Относительная влажность, %, не более

80

Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее

34500

Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования, ч, не более

8

Срок службы, лет

20

Знак утверждения типа

наносится в левом верхнем углу титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Коли

чество

Установка измерительная «Спутник-Массомер НТ1» в комплекте:

Блок технологический БТ Блок контроля и управления БКУ

1 шт. 1 шт.

Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Руководство по эксплуатации

НТ1.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Паспорт.

НТ1.00.00.00.000 ПС

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Методика поверки»

МП 0501-9-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0501-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 августа

2016 года.

Основные средства поверки:

-    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 %.

-    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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установок измерительных «Спутник-Массомер НТ.1» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением установок измерительных «Спутник-Массомер НТ.1», утвержденном ФГУП «ВНИИР»

17.11.2016 г. (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/13909-16 от «17» 11 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 3667-007-77852729-2016 Технические условия Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1».

Развернуть полное описание