Установки измерительные Сатурн

Назначение

Установки измерительные «Сатурн» (далее - установки) предназначены для непрерывных или дискретных измерений расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования, обработки и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Описание

В состав установки входят:

- блок технологический (далее - БТ);

- блок контроля и управления (далее - БК).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установки.

В БТ размещены:

- сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа от жидкости (водонефтяной смеси);

- устройство распределительное (далее - УР), служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ).

- трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с УР;

- система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для управления процессом накопления жидкости в ЕС и его опорожнения, а также для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС;

- система измерений количества жидкости и газа;

- СИ давления, температуры (при необходимости) и гидростатического давления (при необходимости).

Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:

- уровнемер (датчик гидростатического давления, поплавок и др.), при необходимости;

- запорную и запорно-регулирующую арматуру (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.) в газовой (далее - РРГ) и в жидкостной (далее - РРЖ) линиях. Состояния РРГ и РРЖ определяются либо заданной высотой уровня жидкости в ЕС, либо перепадом давления между ЕС и коллектором.

Установка имеет измерительную линию сырой нефти и измерительную линию газовой фазы продукции скважин.

В зависимости от исполнения, в состав системы могут входить расходомеры массовые жидкости и газа следующих моделей:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-10);

- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);

- счетчики-расходомеры массовые кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (Госреестр 27054-14);

Для измерений объемной доли воды в жидкости используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

Всего листов 5

БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы следующего оборудования:

- контроллера измерительного R-AT-MM (Госреестр № 43692-10) или контроллера измерительного АТ-8000 (Госреестр № 42676-09), предназначенного для сбора и обработки информации, получаемой от СИ, а также для управления системой регулирования уровня жидкости в ЕС и устройством распределительным, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;

- шкафа силового для питания контроллера, СИ, систем отепления, освещения, вентиляции и сигнализации;

- вторичных измерительных преобразователей СИ, размещенных в БТ (при наличии);

- клеммных колодок.

У становка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- прямые и/или косвенные измерения (в зависимости от моделей расходомеров жидкости и газа, входящих в комплект поставки) объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации свободного нефтяного газа (далее - газ) с приведением к стандартным условиям;

- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в жидкости;

- косвенные измерения массового расхода и массы сырой сепарированной безводной нефти (далее - нефть).

При подаче газожидкостной смеси установка обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущее значение влагосодержания жидкости, а контроллер обрабатывает информацию СИ.

Измерительный контроллер размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в промышленную сеть системы телемеханики.

В установке предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя). Схемы пломбировки СИ в составе установки соответствуют МИ 3002-2006.

Рисунок 1 - 3D изображение оборудования блока технологического

Обозначение установки при заказе:

1 - наименование;

2 - максимальное рабочее давление, МПа;

3 - количество входов для подключения к скважинам;

4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;

Программное обеспечение

Обработка сигналов контроллером измерительным R-AT-MM или АТ-8000, выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Диапазон измеряемого объемного расхода газа определяется типоразмером применяемого счетчика газа (согласно заказу).

Количество входов для подключения скважин                                   от 1 до 14

Рабочая среда - продукция нефтяных и газоконденсатных скважин с основными

параметрами:

от 0,2 до 4,0

от 5 до 90 от 140-6 до 15040-6 от 680 до 1100 от 4 до 10 000 от 5 до 2 000 000 от 10 до 25000 98

2

- избыточное рабочее давление, МПа

- температура, С

- кинематическая вязкость жидкости, м2/с

- плотность жидкости, кг/м3

- массовый расход жидкости, т/сутки

- объемный расход газа в нормальных условиях, м3/сутки

- максимальное значение газового фактора в нормальных условиях, м3/т

- обводненность сырой нефти, %, не более

- содержание сероводорода, %, не более

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %

- массы и массового расхода сырой нефти

- массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

-до 70 %

- от 70 % до 95 %

- свыше 95 %

Лист № 4

Всего листов 5 пределы допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утверждаемым и аттестуемым в установленном порядке

- объема и объемного расхода свободного нефтяного газа Потребляемая мощность, кВ-А, не более

±5

10

380 57; 220 ,

50±1

8160х3250х3400

3140 х 3250 х2640

15 000

2 500

10

Напряжение питания, В

Частота напряжения электропитания, Гц

Габаритные размеры БТ, мм

Г абаритные размеры БК, мм

Масса БТ, кг

Масса БК, кг

Средний срок службы, лет

Знак утверждения типа

наносят на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи БТ методом фотохимического травления или аппликацией, а также на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки установки входят:

- блок технологический                                               1 шт.

- блок контроля и управления                                         1 шт.

- комплект ЗИП                                                 1 компл.

- эксплуатационная документация                                  1 компл.

- Методика поверки 3667-002-97304994-2010 МП                     1 экз.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 3667-002-97304994-2010 МП «Установки измерительные «Сатурн». Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 06.09.2010 г.

Основные средства поверки:

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- счетчик-расходомер массовый кориолисов RCCS33, диапазон расходов от 0,15 до 1,5 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- счетчик-расходомер массовый кориолисов RCCS36, диапазон расходов от 1,7 до 17 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- счетчик-расходомер массовый кориолисов RCCS39, диапазон расходов от 10 до 170 т/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ± 0,1 %;

- счетчик газа СВГ-160, диапазон расходов от 8 до 160 м3/ч, пределы допускаемой основной относительной погрешности ±2,5 %;

- счетчик газа СВГ-2500, диапазон расходов от 125 до 2500 м3/ч,   пределы

допускаемой основной относительной погрешности ±2,5 %;

- установка поверочная дистилляционная УПВН-2 для поверки преобразователей влагосодержания нефти;

- другие эталонные и вспомогательные средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.

Сведения о методах измерений

изложены в документах «ГСИ. Масса нефти сырой обезвоженной в продукции нефтяных скважин. Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», № ФР.1.29.2010.07947 «ГСИ. Объем попутного газа в продукции нефтяных скважин.

Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», № ФР.1.29.2010.07948.

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. «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

3 ТУ 3667-002-97304994-2009. «Установки измерительные «Сатурн» Технические условия».

Рекомендации к применению

- при выполнении государственных учетных операций.