Комплексы измерительно-вычислительные ИВК МЕРА-ММ

Назначение

Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ» (далее - комплексы) предназначены для измерения и вычисления на выходах сепарационной емкости установок групповых сепарационного типа (далее - ГЗУ) количества компонентов продукции нефтяных скважин согласно методике измерений, аттестованной в установленном порядке.

Описание

По назначению и принципу действия установки относятся к групповым измерительным установкам согласно ГОСТ Р 8.615-2005.

Принцип действия комплекса основан на измерениях средствами измерений (далее -СИ) массы и плотности сырой нефти (далее - жидкости), объемного содержания пластовой воды в жидкости (далее - влагосодержания) и массы (или объема), давления и температуры свободного нефтяного газа для последующих вычислений массы сырой обезвоженной нефти (далее - нефти) в рабочих условиях (далее - РУ) и объема свободного нефтяного газа (далее - свободного газа), приведенного к нормальным условиям (далее - НУ).

Конструктивно комплекс представляет собой комплект из шкафа управления, содержащего микропроцессорный контроллер (далее - контроллер) для сбора и обработки информации СИ согласно методике измерений и выдачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП), шкафа электрооборудования, СИ массы жидкости, её плотности и влагосодержания, СИ массы или объема газа, СИ давления и температуры газа, СИ гидростатического давления жидкости в сепараторе ГЗУ и запорно-регулирующей арматуры: электро-управляемые регуляторы расхода жидкости и газа, обратные клапаны, переключатели потока и т.п. в зависимости от исполнения.

Комплексы имеют два исполнения в зависимости от реализуемых режимов измерений:

- исполнение 1 - измерения в режиме циклического наполнения сепаратора жидкостью с последующим его опорожнением;

- исполнение 2 - измерения в режиме исполнения 1 с автоматическим переходом в режим поддержания заданного уровня жидкости в сепараторе в зависимости от ее расхода.

П еречень СИ используемых в комплексах представлен в таблице 1.

аблица 1 - Перечень СИ используемых в комплексах

Продолжение таблицы 1

Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:

а) автоматизированное и ручное измерение, вычисление и индикация согласно методике измерений следующей измерительной информации (далее - ИИ):

- значения массы жидкости, массы нефти и объема газа, приведенного к НУ, каждой из подключенных к сепаратору скважины по результатам единичных измерений* и общие накопленные значения;

- моменты времени начала и конца единичных измерений и их длительность;

- текущие показания СИ;

- Единичное измерение - непрерывные измерения количества компонентов продукции скважины за время одного опроса

- исходные измеренные при наличии СИ (плотность, влагосодержание и гидростатическое давление жидкости, давление и температура газа) и введенные (плотности воды и газа при НУ и нефти - при РУ) данные для расчетов;

б) ввод констант и управляющих сигналов;

в) архивирование в энергонезависимой памяти сроком не менее 32 суток (при одной записи в сутки для каждой скважины) и выдача по запросу:

- усреднённых суточных значений массы жидкости и нефти;

- усреднённых суточных значений объема свободного газа, приведенного к НУ;

г) автоматическое архивирование и отображение на дисплее контроллера, передача по запросу на внешний интерфейс сигнальной информации согласно РЭ комплекса;

д) формирование сигналов управления запорно-регулирующей арматурой комплекса (при наличии).

По признаку номинальной пропускной способности комплексы имеют варианты исполнения с номинальными значениями наибольшего среднего массового расхода жидкости от 200 до 2400 т/сут.

Диапазоны контролируемых массовых расходов жидкости не менее 100:1

Диапазоны контролируемых расходов газа определяются диапазонами применяемых СИ массы или объема газа (согласно заказу).

Комплексы обеспечивают обработку ИИ при подключении к сепаратору до 14 нефтяных скважин.

Рабочей средой для комплексов являются компоненты разделенной сепаратором ГЗУ продукции нефтяных скважин:

- жидкость, представляющая собой смесь пластовой воды, нефти, остаточного свободного нефтяного газа и растворенного нефтяного газа;

- свободный нефтяной газ.

Комплекс устанавливается в блоке технологическом (далее - БТ) и в блоке автоматики (далее - БА) ГЗУ и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от + 5 °С до + 50 °С.

Общий вид установки представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 - АГЗУ Спутник с комплексом измерительно-вычислительным «ИВК «Мера-ММ» Схемы пломбирования контроллеров представлены на рисунках 2 - 4.

Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»

Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) предназначен для обеспечения выполнения измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления ИВК «Мера-ММ».

Таблица 2- Идентификационные данные программного обеспечения

Уровень защиты ПО установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий».

Технические характеристики

Параметры рабочей среды:

от 0,5 до 4,0;

от + 5 до + 90;

от Е10-6 до 150 • 10-6;

от 750 до 1150;

от 2 до 2400;

от 100 до 300000;

от 0,5 до 5

не более 98;

не более 1;

не более 2.

± 1,5 %;

± 5 %;

± 12 %;

- избыточное рабочее давление, МПа

- температура, оС

- кинематическая вязкость жидкости, м2/с

- плотность жидкости, кг/м3

- массовый расход жидкости, т/сут

- объемный расход свободного газа при НУ, м3/сут.

- газосодержание в РУ , м3/м3

- влагосодержание, %

- объемное содержание остаточного свободного газа в жидкости, %

- объемное содержание сероводорода, %

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы жидкости1

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы нефти1 при влагосодержании: от 0 до 70 %

свыше 70 до 95 %

При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанавливает методика измерений, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса

при измерении объема газа1, приведенного к НУ,                                     ± 3 %;

Электрическое питание комплексов осуществляется от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и номинальным напряжением 220В с допускаемыми отклонениями ± 20 % от номинального

значения.

не более 1 кВ •А.

10 лет.

Потребляемая мощность

Средний срок службы

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Комплектность комплексов представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность ИВК

Поверка

осуществляется по документу МП 59370-14 «ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 июля 2014 г.

Основное поверочное оборудование:

- калибратор токовой петли Fluke-705 или аналогичный с относительной погрешностью не более ± 0,1 %

- генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» 1...99999 имп.;

- частотомер Ч3-63/1 108 имп., 103.100 с ЕЯ2.721.039 ТУ;

Средства поверки для средств измерений, входящих в состав комплексов, указаны в методиках поверки на данные средства измерений.

Сведения о методах измерений

«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика выполнения измерений количества нефти и нефтяного газа измерительновычислительными комплексами «ИВК «Мера-ММ», аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ» (Свидетельство № 262 от 30 апреля 2009 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 3667-039-00137182-2008. «Комплексы измерительно-вычислительные ИВК «Ме-ра-ММ». Технические условия.

Рекомендации к применению

-при осуществлении торговли