Назначение
Установки измерительные Т-ГЗУ-М (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды, объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, а также отображения, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях счетчиками-расходомерами параметров потока продукции нефтяной скважины. При подаче на вход установок продукции нефтяной скважины (нефтегазоводяной смеси) обеспечивается либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в сепараторе постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения измеряемых параметров расхода, массы и объема. Влагомер регистрирует текущее содержание воды в жидкости (содержание воды в сырой нефти может также определяться лабораторным или расчетным методом). При измерении продукции нефтяной скважины многофазными расходомерами или счетчиками жидкости используется прямой метод измерения. Контроллер обрабатывает информацию от средств измерений, отображает ее на дисплее и выдает информацию на интерфейсный выход согласно протоколу обмена.
В состав установок входят блок технологический (далее - БТ) и блок аппаратурный (далее - БА), которые представляют собой отдельные блок-боксы. Конструктивно БА и БТ могут быть расположены раздельно или на едином основании. По отдельному требованию заказчика установки могут не комплектоваться БА при условии размещения систем обработки информации и управления в помещении, предоставленного заказчиком.
БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий для нормальной работы средств измерений (далее - СИ) и установленного в нем, технологического оборудования:
- счетчиков - расходомеров массового расхода (массы) сепарированной жидкости;
- счетчиков - расходомеров сепарированного попутного нефтяного газа (по требованию заказчика может не устанавливаться, при отсутствии данного СИ измерение попутного нефтяного газа не производится);
- средств измерений влагосодержания сепарированной жидкости (устанавливается по отдельному требованию заказчика, при отсутствии данного СИ масса сырой нефти без учета воды определяется на основании лабораторных измерений или по результатам измерений плотности сырой нефти по каналу измерений плотности счетчика - расходомера массового расхода (массы) сепарированной жидкости, с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды);
- датчиков давления;
- датчиков температуры;
- сепаратора, служащего для сепарации газа от жидкости (скважинной жидкости), оснащенного системой регулирования уровня жидкости (датчика гидростатического давления, поплавка и др.);
- переключателя скважин многоходового (далее - ПСМ);
- трубопроводной обвязки, служащей для соединения входов установки с входом сепаратора через ПСМ, и выходов сепаратора (жидкостной и газовой линии) - с выходным коллектором;
- систем отопления, освещения, вентиляции, пожарной, охранной и газосигнализации.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий для нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования:
- шкафа управления;
- шкафа силового для питания установки, систем отопления, освещения и вентиляции;
- шкафа вторичного оборудования;
- систем отопления, освещения, вентиляции, пожарной и охранной сигнализации.
Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и попутного нефтяного газа, содержания воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.
Структура записи условного обозначения установок, в зависимости от типоразмера и варианта исполнения:
Т-ГЗУ-М - ХХ - ХХ - ХХХХ - Х - ХХХ - Х - Х -ХХХ- ХХХХ ТУ 3667-014-49652808
2009
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
где: 1 - сокращенное наименование измерительной установки;
2 - номинальное давление PN, МПа;
3 - количество входных трубопроводов, подключаемых к установке;
4 - номинальный массовый расход жидкости, т/сут;
5 - наличие влагомера (- без влагомера, В - с влагомером);
6 - тип расходомера жидкости (- без расходомера жидкости , М - массовый, О -объемный,);
7 - наличие дублирующего объемного расходомера (- без дублирующего объемного расходомера, О - с дублирующим объемным расходомером);
8 - тип расходомера газа (- без расходомера газа, М - массовый, В - вихревой, У -ультразвуковой);
9 - тип расходомера на измерительной линии (- без расходомера на измерительной линии, Мф - на базе многофазного расходомера, СКЖ - на базе счетчика количества жидкости);
10 - климатическое исполнение по ГОСТ 15150, У1, УХЛ1, ХЛ1.
Заводской номер установок указывается на табличках, которые крепятся снаружи на блок-боксы БТ и БА. Формат заводского номера - числовой. Общий вид установок с указанием мест нанесения заводского номера и знака утверждения типа показан на рисунке 1.
Нанесение знака поверки на установки не предусмотрено.
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 исполнения установок
| Наименование средства измерения | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16, 71393-18 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» | 77657-20 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С | 75514-19 |
| Расходомеры многофазные Урал-МР | 83269-21 |
| Расходомеры многофазные Варг | 89143-23 |
| Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) | 73894-19 |
| Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» | 42775-14 |
| Расходомеры-счетчики вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200» | 86309-22 |
| Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ | 60269-15 |
| Расходомеры-счётчики вихревые ЭЛЕМЕР-РВ | 77797-20 |
| Счетчики жидкости ДЕБИТ-2 | 75258-19 |
| Счетчики турбинные ТОР | 64594-16 |
| Счетчики жидкости турбинные ТОР-Т | 34071-17 |
| Счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300 | 65918-16 |
| Счетчики жидкости СКЖ | 14189-13 |
| Измерители обводнённости и газосодержания нефте-газо-водяного потока «ВГИ-1» | 84473-22 |
| Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 | 65112-16 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Контроллеры SCADAPack | 86492-22 |
Продолжение таблицы 1
| Наименование средства измерения | Регистрационный № |
| Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 | 69436-17 |
| Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200 | 63339-16 |
| Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 |
| Контроллеры измерительные К15 | 75449-19 |
| Контроллеры механизированного куста скважин КМКС | 50210-12 |
| Контроллеры программируемые логические MKLogic200 A | 85559-22 |
| Устройства программного управления «TREI-5B» | 31404-08 |
| Контроллеры программируемые логические REGUL RX00 | 63776-16 |
| Контроллеры логические программируемые ОВЕН ПЛК150 и ОВЕН ПЛК154 | 36612-13 |
| Контроллеры программируемые логические АБАК ПЛК | 63211-16 |
| Контроллеры программируемые XINJE | 89283-23 |
| Приборы вторичные теплоэнергоконтроллеры ИМ2300 | 14527-17 |
| Вычислители УВП-280 | 53503-13 |
| Вычислители расхода универсальные «ЭЛЕМЕР-ВКМ-360» | 68948-17 |
и знака утверждения типа
Рисунок 1 - Общий вид установок с указанием мест нанесения заводского номера и знака утверждения типа
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок разработано в инструментальном программном комплексе промышленной автоматизации CODESYS. Основой комплекса CODESYS является среда разработки прикладных программ для программируемых логических контроллеров (ПЛК).
ПО установок обеспечивает сбор, учет, хранение и передачу информации о количестве извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа и их параметров. Система контроля и управления состоит из контроллера и сенсорной жидкокристаллической панели, установленных в шкафу управления.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и измеренных (вычисленных) данных. ПО на метрологические характеристики установок влияние не оказывает. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО установок приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | T-GZU-M |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.14 |
| Цифровой идентификатор ПО | _ |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода сырой нефти, т/сут | от 2,4 до 3000* |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут | от 50 до 1500000* |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерительной установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, % | ±2,5 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение |
| 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 % - св. 70 до 95 % - св. 95 % | ±6 ±15 в соответствии с аттестованной методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
| * - конкретный диапазон измерений зависит от исполнения установок |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Технические характеристики: |
| Напряжение питания от сети переменного тока, В | 380 +37; 220 *23 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 25 |
| Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С Температура внутри блоков, °С, не менее Влажность окружающего воздуха, % Атмосферное давление, кПа | от -60 до +40 +5 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Количество подключаемых скважин | от 1 до 30 |
| Номинальные диаметры входных трубопроводов, мм | от 50 до 150 |
| Номинальные диаметры выходных трубопроводов, мм | от 50 до 300 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 35000 |
| Средний срок службы, лет | 30 |
| Характеристики рабочей среды: |
| Измеряемая среда | Сырая нефть, попутный нефтяной газ |
| Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более | 6,3 (64) |
| Температура измеряемой среды, °С | от -30* до +90 |
| Плотность сырой нефти, кг/м3 | от 700 до 1299 |
| Минимальное значение содержания попутного нефтяного газа в 1 м3 газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 | 0,1 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование характеристики | Параметры |
| Объемная доля пластовой воды в сырой нефти, %, не более | 99 |
| Объемная доля газа в сырой нефти после сепарации, %, не более | 10 |
| Кинематическая вязкость нефтегазоводяной смеси при t=20°C, сСт - установок сепарационного типа - установок с применением многофазных расходомеров | от 1 до 500 от 0,1 до 2750 |
| Содержание сероводорода в нефти, объемная доля, %, не более | 25 |
| Содержание парафина в нефти, объемная доля, % | до 15 |
| Размер механических примесей измеряемой жидкости, мм, не более | 6 |
| Массовая доля механических примесей, мг/л, не более | 3000 |
| * - при условии отсутствия твердой фазы |
Знак утверждения типа
наносится на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта установок типографическим способом, на табличках БТ и БА - методом металлографики.
Комплектность
Комплект поставки установок измерительных Т-ГЗУ-М приведен в таблице 5.
Таблица 5 - Комплект поставки установок измерительных Т-ГЗУ-М
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| Установка измерительная Т-ГЗУ-М: Блок технологический Блок аппаратурный | Т-ГЗУ-М-ХХ-ХХ-ХХХХ | 1 шт. |
| Установки измерительные Т-ГЗУ-М. Руководство по эксплуатации | Т-ГЗУ-М-XX-XX-XXXX-YY РЭ | 1 экз. |
| Установки измерительные Т-ГЗУ-М. Паспорт | Т-ГЗУ-М-XX-XX-XXXX-YY ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | _ | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационных документов на составные части установки | _ | 1 компл. |
| Комплект монтажных частей | _ | 1 компл. |
| Комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей согласно ведомости ЗИП | Т-ГЗУ-М-XX-XX-XXXX-YY ЗИ | 1 компл. |
| Примечание: ХХ-ХХ-ХХХХ - конструкторское обозначение установки, YY-вариант исполнения установок |
Сведения о методах измерений
«ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных типа «Т»-ГЗУ-М», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений № ФР.1.29.2022.43000.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. №1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
ТУ 3667-014-49652808-2009 «Установки измерительные типа «Т»-ГЗУ-М. Технические условия».
