Установки измерительные Мера-ММ.81

Назначение

Установки измерительные «Мера-ММ.81» (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 объема нефтяного газа, выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, 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 токовыми выходными сигналами 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 ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11);

- счетчики - расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (Госреестр № 42953-09).

Для измерения объема нефтяного газа используются датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09).

В блоке контроля и управления размещены:

- устройство обработки информации, включающее в себя микропроцессорный контроллер 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 двух типов контроллеров:

- контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 42676-09)

- контроллеры механизированного куста скважин КМКС, изготовитель ЗАО «ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- измерение среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

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

- измерение среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;

- индикацию, архивирование и передачу результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Общий вид установки приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.81». Общий вид

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. 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 контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

- максимальное содержание газа

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

-объемная доля воды в сырой нефти, %                                   до 99

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)      от 0,2 до 62,5

(от 5 до 1500).

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), %

От 0 до 70 %                                                            ± 6;

Св.70 до 95 %                                                             ± 15;

Св. 95 до 99 %                                     согласно методике измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении

объема и объемного расхода газа,

приведенных к стандартным условиям, %                                  ± 5,0.

Количество входов для подключения скважин                          от 1 до 14.

Напряжение питания сети переменного тока

частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В                                             ± 15 %.

Потребляемая мощность,                                      не более 30 кВ •А.

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.

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 МП 59381-14 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.81». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 03 сентября 2014 г.

В перечень основного поверочного оборудования входит:

- рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей ОГМ-0001 (№ 3.2.ГНЭ.0001.2014), ОГМ-0002 ((№ 3.2.ГНЭ.0002.2014), расход жидкости от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расход газожидкостной смеси от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расхода газа от 4 до 62500 м3/ч, с пределом относительной погрешности ± 3 %

Средства поверки для средств измерений входящих в состав установки указаны в документах на их поверку.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «МЕРА-ММ.81», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» в г. Тюмень, 3 сентября 2014 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.