Установки измерительные КТС-ИУ, 35473-14

Назначение

Установки измерительные КТС-ИУ (далее - КТС-ИУ) предназначены для измерения массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы сепарированной нефти без учета воды, а также отображения, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла и применяются для модернизации действующих автоматизированных групповых замерных установок АГЗУ различных типов и вновь создаваемых в качестве функционально объединенного набора средств измерений и автоматизации таких установок с целью обеспечения требований ГОСТ Р 8. 615-2005.

Описание

КТС-ИУ используется для измерения продукции скважин при условии ее предварительной сепарации с целью разделения газожидкостной смеси водонефтяную и газовую (нефтяной газ) составляющую.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами.

Измерение количества выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа, производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами или объемными расходомерами-счетчиками, позволяющими по измеренным значениям массы или объема газа в рабочих условиях, плотности нефтяного газа в стандартных условиях, определяемой на основании молярного состава газа, давления и температуры газа, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенные к стандартным условиям.

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

В зависимости от диапазона измеряемых расходов сырой нефти и сводного нефтяного газа КТС-ИУ имеют четыре типоразмера - КТС-ИУ-120, КТС-ИУ-400, КТС-ИУ-700, КТС-ИУ-1500.

Конструктивно КТС-ИУ представляет собой измерительную установку, которая состоит из внесенных в Государственный реестр средств измерений массы жидкости и газа, плотности, температуры и объемного содержания нефти в водонефтяной смеси; набора регулирующей и запорной арматуры, необходимой для автоматизации процесса измерений, а так же блока управления и обработки информации.

КТС-ИУ обеспечивает выполнение прямых измерений:

-    массы, плотности и температуры сырой нефти (водонефтяной смеси);

-    массы нефтяного газа;

-    объемной доли нефти в водонефтяной смеси;

-    времени исследования скважины и времени работы ее за отчетный период;

а так же косвенных измерений:

-    объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;

-    массы нефти в водонефтяной смеси и расходов скважины по нефти и газу.

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

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

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

-    счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09).

количества нефтяного газа используются в

Для измерения комплектации:

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

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

-    счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09);

-    датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).

Для измерения объемной доли воды (объемной доли нефти) в сырой нефти используются влагомер сырой нефти ВОЕСН (Госреестр № 32180-11);

В состав системы обработки информации входят: комплекс измерительновычислительный на базе модулей «ЭЛЕМЕР-EL-4000» (Госреестр № 43466-09), вторичная аппаратура средств измерений и программируемый логический контроллер Unitronics V570.

Установки обеспечивают для каждой, подключенной на измерение, нефтяной скважины:

-    измерения массового расхода, массы плотности и температуры сепарированной сырой нефти;

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

-    измерения объемной доли воды в сырой нефти;

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

Общий вид КТС-ИУ приведен на рисунке 1.

Программное обеспечение

ПО КТС-ИУ представляет собой проект «ШКУ», разработанный в среде программирования «VisiLogic». Проект предназначен для исполнения в программируемом логическом контроллере (ПЛК) Unitronics V570.

Лист № 3 Всего листов 5

Структурно проект состоит из следующих взаимосвязанных логических модулей:

-    главный модуль «Main Module», запускается автоматически при включении питания и обеспечивает инициализацию остальных модулей;

-    модуль «Console Driver», обслуживающий сенсорную панель управления ПЛК Unitronics;

-    модуль «Archive Driver» сохраняет результаты измерений в архив;

-    модули «Extercom Driver» и «Intercom Driver» обеспечивают общую настройку режимов работы КТС-ИУ и обмен данными с полевыми устройствами и верхним уровнем;

-    модуль «Fieldbus Driver» реализует протоколы связи Modbus RTU;

-    модуль «HMI», содержащий диалоговые окна сенсорной панели управления ПЛК Unitronics V570;

-    вычислительный модуль «Measure Driver», реализующий расчетные алгоритмы КТС-

ИУ;

-    модуль «SD Driver», позволяющий считывать и сохранять копии настроек и архивов на SD-карту;

-    модули «State Machine», «Target Driver», «Valves Driver» служат для управления исполнительными устройствами в составе КТС-ИУ.

ПО КТС-ИУ аттестовано, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-104/04-2013, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 18.11.2013 г.

Таблица 1. Идентификационные данные ПО:

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

-    давление, МПа    от 0,2 до 6,3

-    температура, оС    от 5 до 85

-    кинематическая вязкость жидкости, м2/с    от 1 • 10-6 до 15040-6

-    плотность водонефтяной смеси, кг/м    от 800 до 1180

-    плотность пластовой воды, кг/м3    от 1000 до 1100

-    плотность нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м    от 0,7 до 1,2

-    объемная доля воды в сырой нефти, %    до 98

-    объемная доля свободного газа в водонефтяной смеси, %, не более    2 Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,1 до 62,5

(от 2,4 до 1500).

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)    от 2 до 18750

(от 50 до 450000).

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 %

Св. 95 до 98 %

± 30.

± 1,0; ± 1,5.

± 4,0; ± 10,0; ± 18,0.

± 5,0.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %:

От 0,1 до 70,0 %

От 70 до 99,9 %

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объемной доли нефти, %:

От 30,0 до 99,9 %

От 5,0 до 30,0 %

От 2,0 до 5,0 %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

Условия эксплуатации:

-температура окружающей среды, °С первичные преобразователи остальная аппаратура -относительная влажность воздуха, %, не более:

от минус 40 до 50; от 5 до 50;

95 %; 80 %.

переменный; 220^; 50±1. не более 50 Вт. 2040 х 2000 х 2000. от 800 до 1350. УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.

10 лет.

первичные преобразователи при температуре плюс 35°С остальная аппаратура при температуре плюс 30°С Параметры питания электрических цепей

-    ток

-    напряжение, В

-    частота, Гц

Потребляемая мощность,

Г абаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более Масса, кг

Климатическое исполнение Срок службы, не менее

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 инструкции НА.ГНМЦ.0046-2013 МП «ГСИ. Установки измерительные КТС-ИУ. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 25.12.2013 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

1.    Установка поверочная УПВ-100 (Госреестр № 32918-06).

2.    Термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);

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

4.    Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08).

5.    Стенд испытательный ИС АГЗУ.

6.    Стенд гидродинамический для влагомеров ВОЕСН.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в Рекомендации «ГСИ. Методика выполнения измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на отдельной скважине с помощью измерительной установки «КТС-ИУ», утверждена ФГУП «ВНИИР» 20.03.2008 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные КТС-ИУ

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

2.    ТУ 4213-020-0013793-2006 Установки измерительные «КТС-ИУ». Технические

условия.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.