Установки измерительные Мера-ММ.4Х

Назначение

Установки измерительные «Мера-ММ.4Х» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.

Описание

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами-счетчиками, позволяющими по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.

Установки состоят 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;

- расходомер жидкостной;

- расходомер газовый;

- первичные измерительные преобразователи температуры, 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.

Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);

- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);

- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);

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

- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11).

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

- счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);

- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);

- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);

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

- расходомеры - счетчики вихревые 8800 (Госреестр № 14663-12);

- расходомеры - счетчики вихревые объемные Yewflo DY (Госреестр №17675-09);

- счетчики газа вихревые СВГ.М (Госреестр № 13489-13);

- счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 43981-10);

- счетчик газа DYMETIC-9423 (Госреестр № 37418-08);

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

- влагомер поточный моделей F (Госреестр № 46359-11);

- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);

- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

- влагомер нефти поточный ПВН-615.001 (Госреестр № 39100-09);

- измеритель обводненности Red Eye (Госреестр № 47355-11).

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.

В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:

- устройства распределенного ввода/вывода SIMATIC ET200 фирмы Siemens AG, Германия (Госреестр № 22734-11);

- контроллеры программируемые DL205 фирмы Automation Direct, Япония, США (Госреестр № 17444-11);

- контроллеры SCADAPack32 на основе измерительных модулей серии 5000 фирмы Control Microsystems Inc., Канада (Госреестр № 16856-08).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой 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.

Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.

Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.4Х». Общий вид.

Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.4Х». Общий вид.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-071/04-2012 от 20.11.2012 г., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.

Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики установок, хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. После включения электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-изготовителе установок и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.

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.

Таблице 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «А» 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:

от 0,2 до 6,3

от минус 5 до плюс 90 от 140-6 до 15040-6 от 700 до 1180

- давление, МПа

- температура, оС

- кинематическая вязкость жидкости, м2/с

- плотность жидкости, кг/м3

- максимальное содержание газа

при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т                          до 1000

- объемная доля воды в сырой нефти, %                                   до 98

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)      от 0,2 до 83,3

(от 5 до 2000).

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)                  от 2 до 62500

(от 50 до 1500000).

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

± 2,5.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %

Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:

- блока технологического                                 12360 х 3250 х 3960 мм;

- блока контроля и управления                             6000 х 3250 х 3960 мм.

Масса, не более:

- блока технологического                                               30000 кг;

- блока контроля и управления                                           10000 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 НА.ГНМЦ.0032-13 МП «Установки измерительные МЕРА-ММ.4Х. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 17 июня 2013 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

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

р асходомер 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 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 %.

- термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);

- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06).

- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08);

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15 августа 2013 г.

Нормативные документы

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

2. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.