Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS, 50171-12

Назначение

Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS (модификации R-AT-MM/FS/D и R-AT-MM/FS/PD), далее - системы, предназначены для измерений массы нефти, воды и объема свободного нефтяного газа добываемых из нефтяных скважин совместно с сепараторными установками, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Описание

Принцип действия систем основан на измерениях массы жидкости и объема газа, предварительно разделенных сепаратором, счетчиками-расходомерами массовыми (кориолисовыми расходомерами) и объемными расходомерами соответственно.

Двухфазный поток смеси жидкости и газа, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость. 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.

Количественные характеристики (масса жидкости, объем газа и объемная доля воды) потока измеряются кориолисовыми расходомерами и расходомерами газа ультразвуковыми, установленными на жидкостной линии и газовой после устройства разделения фаз (сепаратора) и устройства измерения объемной доли воды. Результаты измерений передаются в устройство обработки информации.

Системы эксплуатируются совместно с сепараторными установками (сепараторные установки в комплект поставки не входят).

Система обеспечивает:

-    прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;

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

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

В зависимости от исполнения, в состав системы могут входить от одного до четырех расходомеров жидкости и газа применяемые в составе измерительных линий.

Измерительная линия сырой нефти, в которой 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 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми 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:

-    объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками газа ультразвуковыми FLOWSIC 600 (номер в Госреестре СИ РФ 43981-11);

-    температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.

Модификация R-AT-MM/FS/PD (в отличие от модификации R-AT-MM/FS/D) имеет встроенное устройство, позволяющее измерять объемную долю воды в нефти. В качестве устройства определения объемной доли воды, используются первичные преобразователи влагомеров ВСН-АТ или ВСН-2, образуя совместно с контроллером измерительным измерительный канал объемной доли воды в нефти.

В качестве устройства обработки информации применяются контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), который размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав системы, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.

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.

3D изображение системы

Программное обеспечение

Обработка сигналов контроллером измерительным 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

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема свободного нефтяного газа %

от 6 до 130 000.

±5.

от 4 до 250. ±2,5.

Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, %

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., %

±6.

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., %

±15.

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 95 до 98 % включ., %

По методике измерений.

от 30 до 90; от минус 40 до плюс 60.

от 0 до 16 (160); от 5 до 90.

3 8 0 -38 ; 220 -23;

24.

150.

700; 1500; 800.

250.

40000.

10.

Условия эксплуатации:

-    диапазон относительной влажности окружающей, %

-    диапазон температур окружающего воздуха, °С Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

-    избыточное рабочее давление, МПа (кгс/см2)

-    температура, оС Напряжение питания, В:

-    от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц

-    от источника постоянного тока Потребляемая мощность, ВА, не более Габаритные размеры (ширина, длина, высота), мм, не более,

Масса, кг, не более

Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет

Знак утверждения типа

наносят на титульные листы эксплуатационной документации системы типографским способом и на функциональные блоки системы в виде наклейки.

Комплектность

1 Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS

(модификация по заказу) ............................................................................................................. 1 шт.

2    ЗИП............................................................................................................................. 1 компл.

3    Эксплуатационная документация ........................................................................... 1 компл.

4    Методика поверки МЦКЛ.0039.МП ......................................................................... 1 экз.

5    Эксплуатационная документация на составные части системы................................ 1 компл.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS. Методика поверки». МЦКЛ.0039.МП, утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.03.2012 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 м3, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ± 0,05%;

-    установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Госреестре 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;

-    частотомер Ч3-63 по ДЛИ 2.721.007 ТУ, диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до

20 МГц;

-    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 «Масса нефти сырой обезвоженной. Методика измерений с использованием систем измерения количества жидкости и газа R-AT-MM» и в руководстве по эксплуатации «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». АРГ-0350.723.1723.12 РЭ.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системам измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS

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 4220-003-97304994-2007. «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM. Технические условия».

Рекомендации к применению

выполнение государственных учетных операций.