Системы измерительные блочно-модульные Крон, 49371-12

Назначение

Системы измерительные блочно-модульные «Крон» (далее - системы) предназначены

для:

-    автоматизированных измерений массы сырой нефти и вычислений массы нетто сырой нефти, измерений параметров сырой нефти, отображения и регистрации результатов измерений, а также для отбора проб нефти на этапах сбора и транспортировки нефти;

-    непрерывных или дискретных измерений массы сепарированной нефти сырой необработанной (далее - сырая нефть), массы сепарированной нефти обезвоженной (далее - нефть) и объёма свободного нефтяного газа (далее - нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти, нефти и среднего объёмного расхода газа, добываемых из нефтяных скважин.

Описание

Принцип действия систем основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью массовых счетчиков-расходомеров.

При использовании системы в качестве системы измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) рабочая среда поступает непосредственно в измерительную линию сырой нефти в обход сепаратора. Выходные сигналы измерительных преобразователей передаются на соответствующие выходы контроллера измерительного, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти в соответствии с заданным алгоритмом (заложенным в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.

При использовании системы в качестве измерительной установки для измерений параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (далее - ИУ), рабочая среда предварительно разделяется сепаратором, входящим в состав системы, на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы. Система обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора (далее - ЕС) жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. После сепарирования продукция скважин попадает в измерительные линии, при этом средства измерения (СИ) входящие в состав измерительных линий, производят измерения параметров сепарированной продукции скважин и передают измеренные значения в контроллер измерительный, который обрабатывает полученную информацию в соответствии с заданными алгоритмами (заложенными в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.

Система обеспечивает:

-    прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;

-    косвенные измерения объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;

-    прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;

-    косвенные измерения массового расхода и массы нефти.

В состав системы входят один или несколько блоков технологических (БТ) и блок автоматики (БА). Блоки могут быть установлены на колесную базу для их транспортировки по дорогам общего пользования.

БТ включает в себя:

-    одну или несколько измерительных линий сырой нефти;

-    измерительную линию нефтяного газа;

-    технологическое оборудование: ЕС, устройство распределительное (при наличии), систему регулирования уровня жидкости в ЕС, и трубопроводную обвязку.

В установках с несколькими БТ один из блоков может включать в себя только технологическое оборудование, необходимое для работы системы. При этом для измерений используются измерительные линии, расположенные в другом ТБ.

Измерительные линии сырой нефти, в которых производятся измерения:

-    массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-07), или счетчиками-расходомерами массовыми кориоли-совыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

-    содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Г осреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);

-    температуры и давления сырой нефти.

Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой производятся измерения:

-    массового расхода и массы нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации -счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion модификации F, CMF (номер в Г осреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-07), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);

-    температуры и давления нефтяного газа.

В БА размещают контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), вторичные измерительные преобразователи СИ (при наличии), клеммные колодки и силовой шкаф для питания контроллера, СИ, систем отопления, освещения, вентиляции и сигнализации.

В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения

об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя). Схемы пломбировки СИ в составе системы соответствуют МИ 3002-2006.

Обозначение системы при заказе:

2

2    - максимальное рабочее давление, кгс/см ;

3    - количество входов для подключения к скважинам;

4    - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут;

5    - максимальный массовый расход нефти в режиме СИКНС, т/сут.

Общий вид системы и общий вид блока показан на фотографиях 1 - 2.

Обработка сигналов контроллером измерительной системы R-AT-MM или АТ-8000, выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Массовый расход жидкости, т/сут.    от 4 до 6000

Объемный расход газа в нормальных условиях, м /сут.    от 5 до 1000000

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы сырой нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти в режиме работы системы в качестве СИКНС указаны в таблице 2.

Таблица 2

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений в режиме работы системы в качестве ИУ для измерений параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, %:

-    массового расхода сырой нефти    ± 2,5

-    массового расхода и массы сырой нефти без учёта воды при содержании воды в сырой нефти (в объёмных долях):

-    до 70 %    ± 6,0

-    св. 70 % до 95 %    ± 15

-    св. 95 % до 98%    в соответствии с методикой измерений

-    объёма и объёмного расхода свободного нефтяного газа    ± 5 Количество входов для подключения скважин от 1 до 14 Рабочая среда - нефть сырая или продукция скважин с параметрами:

-    избыточное рабочее давление, МПа    от 0,2 до 16,0

-    температура, оС    от 0 до плюс 100

-    кинематическая вязкость жидкости в рабочих условиях, сСт, не более    5000

-    кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 оС , сСт, не более 1000

-    плотность жидкости, кг/м3    от 680 до 1200 Обводнённость сырой нефти, %, не более 98

Условия эксплуатации:

-    диапазон относительной влажности окружающей среды, %

от 30 до 90 от минус 45 до плюс 60

100

380 -38; 220 +23

50 ± 1

12000 х 2500 х 2900 3000 х 2500 х 2900

20 000 3 000 40000

10

-    диапазон температур окружающего воздуха, °С Потребляемая мощность, кВ А, не более Напряжение электропитания, В

Частота напряжения электропитания, Гц Г абаритные размеры БТ, мм Г абаритные размеры БА, мм Масса БТ, кг Масса БА, кг

Средняя наработка на отказ, ч, не менее Срок службы, лет, не менее

Знак утверждения типа

наносится на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи БТ, методом фотохимического травления или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах эксплуатационных документов.

Комплектность

1 Система измерительная «Крон»

...1 шт.

1 компл. 1 компл. .. 1 экз.

2 ЗИП

3    Эксплуатационная документация....

4    Методика поверки МЦКЛ.0034.МП

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Системы измерительные блочно-модульные «Крон». Методика поверки». МЦКЛ.0034.МП, утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.12.2011 г.

Основные средства поверки:

-    установка поверочная СР, СР-М фирмы "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США, номер в Госреестре СИ РФ 27778-09, вместимость измерительного участка от 0,020 до 0,650 м , пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ± 0,05%;

-    установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Г осреестре СИ РФ 42952-09, диапазон воспроизведения объёмной доли воды 0.100%, пределы абсолютной погрешности воспроизведения объёмной доли воды в поверочной жидкости не более ± 0,1;

- другие эталонные средства измерений и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.

Сведения о методах измерений

изложены в документе «Системы измерительные блочно-модульные «Крон» АРГ-0350.723.1723.11 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системам измерительным блочно-модульным «Крон»

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

2    ГОСТ 8.510-2002. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.

3    ТУ 3667-005-97304994-2012 «Системы измерительные блочно-модульные «Крон». Технические условия.

Рекомендации к применению

выполнение государственных учетных операций.