Установки измерительные МЕРА-ММ.XXX

Назначение

Установки измерительные «МЕРА-ММ.ХХХ» (далее по тексту - установки) предназначены для циклических и непрерывных измерений расходов и количества компонентов одной или нескольких нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Описание

По принципу действия, установки делятся на две модификации: сепарационные и бес-сепарационные.

Принцип действия сепарационной модификации установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую фазы с помощью сепаратора и последующим измерением массы и массового расхода жидкости, объема и объемного расхода нефтяного газа.

В сепарационной емкости (далее по тексту - СЕ) установки происходит разделение продукции нефтяных скважин на жидкую и газовую фазы. Массовый расход и масса отделенной в СЕ жидкости в условиях сепарации (при давлении и температуре измерений) измеряется массовыми расходомерами. Объемный расход и объем отделенного в СЕ (свободного) попутного газа в условиях сепарации измеряется объемным или массовым расходомером. Содержание объемной и массовой доли пластовой воды в отделенной в СЕ жидкости измеряется одним из трех методов: прямым методом с применением поточного преобразователя влагосодержания, косвенным методом на основании результатов измерений плотности жидкости, каналом плотности массового расходомера, на основании результатов измерений содержания воды в лаборатории.

Содержание в нефти растворенного попутного газа в условиях измерений, содержание капельной жидкости в свободном попутном нефтяном газе рассчитывается по термодинамической модели, учитывающей свойства продукции скважины, реализованной в программном обеспечении установок.

Массовый расход и масса нефти в составе скважинной жидкости рассчитывается на основании измерений массового расхода и массы жидкости, содержания в жидкости пластовой воды, содержания в нефти растворенного газа и содержания капельной жидкости в свободном попутном газе.

Объемный расход и объем попутного газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывается на основании измеренных значений объемного расхода и объема свободного попутного нефтяного газа и содержания растворенного попутного газа в нефти.

Принцип действия бессепарационной модификации установок основан на прямом измерении параметров скважинной жидкости, измерение свободного попутного нефтяного газа не производится.

Для вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного газа используются параметры измеряемой среды, определяемые в испытательной лаборатории, на основании пробы, отобранной с помощью пробоотборного устройства, входящего в состав бессепарационной модификации установок и соответствующее ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» или ГОСТ Р 8.880-2015 «ГСИ. Нефть сырая. Отбор проб из трубопровода», и вносимые в устройство обработки информации.

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, сепарационной модификации, размещены: распределительное устройство; СЕ; расходомер жидкостной; расходомер газовый; первичные измерительные преобразователи температуры, давления с токовым выходом 4 - 20 мА; трубопроводная обвязка.

В блоке технологическом, бессепарационной модификации, размещены: распределительное устройство; расходомер жидкостной; 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.

СЕ 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.

Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи вла-госодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.

Таблица 1 - Средства измерений расхода жидкости

Таблица 2 - Средства измерений расхода газа

Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды

В случае отсутствия в составе установки поточного влагомера влагосодержание рабочей среды определяется по результатам анализа ее пробы в лаборатории.

Установка позволяет косвенным методом выполнять измерения среднего массового расхода и массы скважинной жидкости без учета воды.

Для измерения температуры рабочей среды используются преобразователи температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.

Для измерения давления рабочей среды используются преобразователи давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,25 %.

В блоке контроля и управления размещены:

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

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

Блок контроля и управления не является обязательным компонентом, оборудование может быть размещено в блоке автоматики и связи (проектируется в составе производственного объекта - куста скважин).

В составе блока контроля и управления могут быть применены следующие измерительные контроллеры.

Таблица 4 - Измерительно-вычислительные контроллеры

Пример записи обозначения установки приведен ниже:

УИ Мера-ММ.ХХХ 1     -1    -40   12    -400/6 -40000/9   -3    -П1

1           2   3       4     5      6        7        8       9      10

1 - наименование установки;

2 - исполнение установки: ХХХ - специальное исполнение;

3 - модификация установки по принципу действия:

1 - сепарационная, с применением счетчика-расходомера массового;

4 - режим работы СЕ при ее наличии:

1 - измерение в режиме периодического (циклического) опорожнения СЕ с фиксированием моментов времени окончания опорожнения;

5 - максимальное рабочее давление 40 кгс/см2;

6 - количество входных трубопроводов подключаемых к установке скважин;

7 - максимальный массовый расход жидкости, 400 т/сут;

8 - максимальный объёмный расход свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям;

9 - условное обозначение применяемого влагомера;

10 - указывается при наличии внутреннего антикоррозийного покрытия элементов установки:

П1 - покрытие всех элементов установки;

Общий вид установки приведен на рисунках 1 и 2.

Примечание - Установки измерительные «МЕРА-ММ.ХХХ», выпущенные ранее и не имеющие обозначения модификации, относятся к модификации установок, работающих по сепарационному принципу действия.

Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.ХХХ». Общий вид. Место нанесения заводских номеров.

Рисунок 2 - Установка измерительная «МЕРА-ММ.ХХХ». Общий вид. Блок технологический.

Заводской номер установок наносится на таблички ударным способом, обеспечивающим сохранность на весь период эксплуатации, которые крепятся на боковой стенке. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее по тексту - 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. Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 5.

Продолжение таблицы 5

Продолжение таблицы 5

Продолжение таблицы 5

Продолжение таблицы 5

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

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 6 и 7

Таблица 6 - Метрологические характеристики

Таблица 7 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - ударным способом.

Комплектность

Комплектность поставки соответствует таблице 8.

Таблица 8 - Комплектность средства измерений

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением измерительных установок «МЕРА-ММ.ХХХ» АО «ГМС Нефтемаш», (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10109-22 от 18.11.2022).

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;

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

ГОСТ Р 8.1016-2022 «ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;

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