Установки измерительные Сатурн-С

Назначение

Установки измерительные «Сатурн-С» (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 и гидростатического давления (при необходимости).

Система регулирования уровня жидкости в ЕС содержит:

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

- 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 измерительной линии сырой нефти производятся измерения:

- массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

- содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);

- температуры и давления сырой нефти.

В измерительной линии газовой фазы продукции скважин производятся измерения:

- объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками газа ультразвуковыми FLOWSIC 600 (номер в Госреестре СИ РФ 43981-11);

- температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.

В качестве устройства обработки информации применяются контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), которые размещаются 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 компьютерную сеть.

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:

- наименование;

2 - максимальное рабочее давление, МПа;

3 - количество входов для подключения к скважинам;

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

Дополнительно указываются тип и модификация используемого счетчика-расходомера массового.

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 измерений объемного расхода свободного газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч                                    от 6 до 130 000.

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа (приведенного к стандартным условиям), %

Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч                          от 4 до 250.

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении

Масса, кг, не более:

Знак утверждения типа

наносят на титульные листы эксплуатационной документации установки типографским способом и на функциональные блоки установки в виде наклейки.

Комплектность

В комплект поставки установки входят:

- блок технологический                                               1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Установки измерительные «Сатурн-С». Методика поверки». МЦКЛ.0041.МП, утвержденным ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 2.03.2012 г.

Основные средства поверки:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10) типоразмера, соответствующего диапазону измерений массового расхода жидкости установки и с пределами допускаемой основной относительной погрешности ± 0,15%;

- установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Госреестре СИ РФ 42952-09, диапазон воспроизведения объёмной доли воды 0...'100%, пределы абсолютной погрешности воспроизведения объёмной доли воды в поверочной жидкости не более ± 0,1%;

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

Сведения о методах измерений

изложены в документе «Масса нефти сырой обезвоженной в продукции нефтяных скважин. Методика измерений с использованием установок измерительных «Сатурн», № ФР.1.29.2010.07947 и в руководстве по эксплуатации «Установки измерительные «Сатурн». АРГ-0350.723.1723.12 РЭ.

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».

Рекомендации к применению

выполнение государственных учетных операций.