Установки измерительные МЕРА-МИГ

Назначение

Установки измерительные «МЕРА-МИГ» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

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 с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих 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 величина 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 от 4 до 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 измерений массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (регистрационный № 50998-12);

- расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);

- расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);

- счетчики газа вихревые СВГ (регистрационный № 13489-13);

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются:

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

В блоке контроля и управления размещены:

- устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;

- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в технологическом блоке;

- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.

В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:

- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (регистрационный № 15772-11);

- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы «Schneider Electric SA», Франция (регистрационный № 50107-12);

- контроллеры программируемые DL205 (регистрационный № 17444-11).

У становки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

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

- измерения массового расхода и массы нефти без учета воды;

- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

О бщий вид установки приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - Установка измерительная «МЕРА-МИГ». 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 «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

от 0,2 до 6,3

от - 5 до +90 от 1-10-6 до 50040-6 от 680 до 1250

до 1000

до 99,9

- давление, МПа

- температура, оС

- кинематическая вязкость жидкости, м2/с

- плотность жидкости, кг/м3

- максимальное содержание газа

при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т

- объемная доля воды в сырой нефти, %

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

(от 2 до 2000)

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)                  от 2 до 20830

(от 50 до 500000)

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

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 включ. %

св.70 до 95 %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении

объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, %

Пределы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления*, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении температуры, оС

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки

* -нормирующим значением приведенной погрешности является верхний предел диапазона измерений

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу МП 0409-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-МИГ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 марта 2016 г.

Основные средства поверки:

- Государственный первичный специальный эталон массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

либо:

- рабочий эталон массового расхода газожидкостных смесей 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «МЕРА-МИГ», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень 21 декабря 2015 г.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.

Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

ТУ 3667-062-00137182-2014 Установки измерительные «МЕРА-МИГ». Технические условия