Назначение
Установки измерительные ССМ (далее - установки) предназначены для автоматизированных измерений (вычислений) массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, и передачи данных о результатах измерений и индикации работы на верхний уровень автоматизированной системы управления технологическим процессом в системах герметизированного сбора нефти и попутного газа нефтяных промыслов.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях расхода и количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин, после сепарации при помощи счетчиков-расходомеров массовых.
Многофазный поток, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на жидкость и газ. Количественные характеристики потока измеряются счетчиками-расходомерами массовыми. Результаты измерений передаются в устройство обработки информации.
Установки состоят из сепаратора, счетчиков-расходомеров массовых, средства (или устройства) измерений объемной доли воды в нефти и устройства обработки информации. Сепаратор оснащен системой автоматического регулирования уровня и расхода жидкости и газа.
В качестве счетчиков-расходомеров массовых используются счетчики-расходомеры массовые СКАТ (Госреестр № 60937-15) и счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF или F (Госреестр № 45115-16). В качестве средства измерений объемной доли воды в нефти используется влагомер поточный ВСН-АТ (Госреестр № 62863-15). Устройство обработки информации представляет собой контроллер измерительный АТ-8000 (Госреестр № 61018-15) или контроллер измерительный R-AT-MM (Госреестр № 61017-15).
Измерительный канал массы и массового расхода сырой нефти состоит из счетчика-расходомера массового и устройства обработки информации.
Измерительный канал массы и плотности свободного нефтяного газа состоит из счетчика-расходомера массового и устройства обработки информации. Результаты измерений массы свободного попутного нефтяного газа передаются в устройство обработки информации, которое вычисляет объем и объемный расход свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям (20 °С, 0,101325 МПа), с учетом плотности газа при стандартных условиях.
Установки имеют три варианта исполнения. Установки в стандартном исполнении включают в свой состав все каналы измерений с наличием средства измерений объемной доли воды в нефти. Установки исполнения «В» включают в свой состав все каналы измерений при отсутствии средства (или устройства) измерений объемной доли воды в нефти. Измерения массы и массового расхода нефти в данном исполнении происходит косвенным методом исходя из лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти, введенных в память устройства обработки информации. В установках исполнения «Н» отсутствует канал измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа.
Устройство обработки информации размещается в отдельном шкафу.
Общий вид установок приведен на рисунке 1.
Таблица 1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Установки измерительные ССМ | - Х | - ХХХ | - Х |
1 - наименование
2 - максимальное рабочее давление, МПа
3 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут
4 - вариант исполнения (символ отсутствует - стандартное исполнение; В - исполнение без влагомера; Н - исполнение без канала измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа
Программное обеспечение
Программное обеспечение установок автономное.
Функции программного обеспечения: обработка измерительной информации, получаемой от средств измерений, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.
Идентификационные данные программного обеспечения установок приведены в таблице 2.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование программного обеспечения (ПО) | Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM |
| Идентификационное наименование ПО | DebitCalc |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | V0.1 и выше |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Уровень защиты программного обеспечения установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения пломбой программирующего разъема и наличием пароля. Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя. Доступ к программному обеспечению защищен паролем.
Программное обеспечение не влияет на метрологические характеристики установок.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности, приведены в таблицах 3.
Таблица 3 - Основные метрологические и технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч | от 0,1 до 250 |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений 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 % включ. - св. 70 до 95 % включ. - св. 95 % | ±6 ±15 не нормируется |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа при стандартных условиях, м3/ч | от 1 до 100000 |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±5 |
| Напряжение питания, В - от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц - от источника постоянного тока | 110(±10 %), 220(+10/-15), 380(+10/-15) 24 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 500 |
| Г абаритные размеры, мм, не более | 7000x7000x6000 |
| Масса, кг, не более | 5000 |
| Диапазон температуры окружающей среды, °С | от минус 40 до плюс 60 |
| Относительная влажность окружающего воздуха, % | от 0 до 100 |
| Атмосферное давление, кПа | от 80 до 120 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установок типографским способом, и на табличке, закрепленной на раме установки, - методом гравировки.
Комплектность
Установка измерительная ССМ 1
Руководство по эксплуатации 1
Паспорт 1
МП 0390-9-2016 «ГСИ. Установки измерительные ССМ. Методика поверки» 1
Эксплуатационные документы на составные части установки 1
Поверка
осуществляется по документу МП 0390-9-2016 «ГСИ. Установки измерительные ССМ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 февраля 2016 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011, диапазон расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м /ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ± 0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ± 0,46 %;
- эталоны 1-го разряда 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 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 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных ССМ в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
Методика измерений указана в документе «Инструкция. ГСИ. Масса сырой нефти и объем нефтяного газа. Методика измерений установками измерительными ССМ», утвержденным ФГУП «ВНИИР» 29 февраля 2016 г. (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/1009-16 от 29 февраля 2016 г.).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным ССМ
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости»
2 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»
3 ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»
4 ТУ 4213-038-95959685-2015 «Установки измерительные ССМ. Технические условия»
64231-16: Методика поверки МП 0390-9-2016Скачать539.8 Кб