Установки измерительные Мера

Назначение

Установки измерительные «Мера» (далее - установки) предназначены для измерений расходов и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.

Описание

Принцип действия установок основан на гидростатическом принципе измерения массы и массового расхода нефти по обводненности жидкости, времени наполнения, перепада давления между верхним и нижним уровнем жидкости в калиброванном участке сепаратора.

Измерение выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа производится методом [PVT], позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры и времени опорожнения калиброванного объема вычислить объем и объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, с учетом коэффициента сжимаемости.

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти;

- измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;

- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;

- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Установка состоит из блока технологического и блока контроля и управления.

Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.

В блоке технологическом размещены:

- распределительное устройство;

- сепаратор;

- первичные измерительные преобразователи температуры, давления и перепада давления с токовым выходом 4 - 20 мА;

- трубопроводная обвязка.

Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.

Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.

Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.

В блоке контроля и управления размещены:

- устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;

- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;

- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.

Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.

Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера». Общий вид.

Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера». Общий вид.

Программное обеспечение

Установки имеют встроенное программное обеспечение (далее ПО), выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установок и влияющее на их метрологические характеристики.

ПО состоит из микропрограмм:

- MG_DL_0912_1407 для контроллера «Direct Logic»;

- MG_SM_1109_1552 для контроллера «Siemens ET200S»;

- 20110313 для контроллера «SCADAPack32».

Метрологически значимая часть ПО в отдельный блок не выделяется.

ПО обеспечивает следующие функции:

- управление технологическим процессом измерений (соответствие с выбранным методом измерений);

- преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые значения измеряемых величин;

- вычисление результатов измерений;

- переключение измерений между скважинами.

Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.

Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-4.

Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»

Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»

Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти, %

Пределы допускаемой относительной погрешности

установки при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды)

при влагосодержании, %

От 0 до 70 %

Св.70 до 95 %

Св. 95%                                  в соответствии с методикой измерений

Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:

- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %

- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.

- при измерении времени (относительная), %

- при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), %            ± 0,025

Количество входов для подключения скважин                          от 1 до 14

Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1)Гц 220/380 В ± 15 %

-блока контроля и управления                                           2500 кг

Климатическое исполнение                           УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69

Срок службы, не менее                                                 10 лет

По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категории А по ВНТП01/87/04 и НПБ105-95.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «МЕРА». Методика поверки» МП 3667.011.00137182-2012, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 февраля 2012 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- толщиномер ультразвуковой 37DL PLUS с основной абсолютной погрешностью измерений ± 0,01 мм;

- расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %;

расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %;

- частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,5^10-7;

- ареометр АОН-1, (940...1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3;

- датчик расхода жидкости ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;

- датчик расхода жидкости ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;

- датчик расхода жидкости ДРЖИ 100-200-МП, расход от 20 до 200 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;

- датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %;

- датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в «Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений измерительными установками «Мера», свидетельство об аттестации № 441/01.002.48-2008/2011.

Нормативные документы

ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

Часть 0. Общие требования.

ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».

ТУ 3667-011-00137182-2005 Установки измерительные «Мера». Технические условия.

Рекомендации к применению

Выполнение государственных учетных операций.