Установки измерительные Мера-МР, 56231-14

Назначение

Установки измерительные «Мера-МР» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества компонентов продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренно холодного климата.

Описание

Принцип действия установок основан на измерении массы и плотности продукции нефтяных скважин, обводненности сырой нефти, рабочего давления и температуры с последующим расчетом массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема свободного попутного нефтяного газа многофазным расходомером NetOil&Gas.

Установки позволяют производить измерения двумя способами:

-    через NetOil&Gas без предварительной сепарации (объемная доля газа в рабочих условиях не более 50 %).

-    через NetOil&Gas с предварительной сепарацией (объемная доля газа в рабочих условиях более 50%).

При измерении без предварительной сепарации продукция нефтяной скважины поступает по входному трубопроводу напрямую в расходомер многофазный NetOil&Gas. Прошедшая через расходомер продукция нефтяной скважины направляется в коллектор.

При измерении с предварительной сепарацией отсепарированный свободный попутный нефтяной газ проходит по газовой линии через расходомер массовый и также сбрасывается в коллектор. Объем газа, прошедшего через расходомер многофазный и по газовой линии, суммируются.

Установки работают в постоянном режиме при дебитах скважины находящихся в рабочих диапазонах расходомеров, в случае более низких дебитов установки работают в периодическом (циклическом) режиме.

В состав установок входят следующие блоки:

-    блок технологический (далее - БТ);

-    блок контроля и управления (далее - БК);

-    блок переключения скважин (далее - БПС), в зависимости от исполнения1.

Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.

БПС предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем распределительного устройства (далее - РУ), служащего для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к емкости сепарационной (далее - ЕС), расположенной в БТ, а остальных - к коллектору.

БТ (рис. 1) предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установок.

В БТ размещены:

-    РУ, служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к Ne-tOil&Gas, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым;

-    расходомер многофазный NetOil&Gas (Госреестр № 51424-12);

-    расходомер массовый I/A Series с преобразователем расхода CFS10, CFS20 и измерительным преобразователем CFT51 (Госреестр № 53133-13);

-    вспомогательные датчики и преобразователи;

-    трубопроводная обвязка.

-    ЕС (при наличии), служащая для предварительного отделения свободного нефтяного газа от сырой нефти и оснащенная системой регулирования уровня сырой нефти, накапливаемой в ЕС;

БК предназначен для размещения, укрытия и создания нормальных условий работы оборудования, обеспечивающего питание, контроль, индикацию параметров и режимов, управление работой установки, передачу данных о результатах измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла. В состав БК входят:

-    шкаф управления с микропроцессорным контроллером (далее - СОИ) предназначен для сбора и обработки информации СИ и для управления системой регулирования уровня и РУ БТ или БПС, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень. В зависимости от комплектации установок применяют следующие контроллеры:

•    устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200 (Госреестр № 22734-11);

•    контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack (Госреестр № 50107-12);

•    контроллер программируемый DL205 (Госреестр № 17444-11);

-    шкаф силовой для питания систем БТ и БК;

-    вторичные устройства примененных в БТ СИ (при наличии);

-    клеммные колодки.

Подключение установок к измеряемой скважине осуществляется с помощью гибких рукавов высокого давления, входящих в состав монтажных частей. Входной трубопровод установки подключается к манифольду скважины, выходной трубопровод подключается к коллектору нефтесбора, трубопровод дренажа подключается к дренажной емкости. Электропитание установки осуществляется силовым кабелем, подключаемым с помощью специального разъема к БК.

Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО одного из контроллеров, 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 установок и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.

ПО обеспечивает следующие функции:

-    управление технологическим процессом измерений в соответствии с выбранным методом измерений;

-    переключение измерений между скважинами;

-    ввод исходных данных конфигурации по скважинным флюидам;

-    преобразование результатов измерений в производные величины (при необходимости);

-    отображение результатов измерений;

-    архивирование результатов измерений;

-    передачу результатов измерений в систему диспетчеризации.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

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

Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-4.

Рисунок 4. Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32». Метрологические и технические характеристики

_Климатические условия эксплуатации установки:_

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности:

*При условии если среда находится в жидком состоянии.

**При содержании сероводорода более 2 % изготовление установки с применением специальных материалов.

По взрывоопасной и пожарной опасности установок, блок технологический относится к помещениям с производствами категории А, блок контроля и управления относится к помещениям с производствами категории Д по ВНТП01/87/04 и НПБ105-95.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.

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

Установка измерительная «Мера-МР» в составе:    1

1    Блок технологический

2    Блок контроля и управления    1

3    Блок переключения скважин (в зависимости от комплектации)    1

4    Ведомость эксплуатационных документов    1

5    Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуата-    1

ционных документов)

6    Методика поверки МП 0091-9-2013    1

Поверка

Осуществляется по документу МП 0091-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Установка измерительная «Мера-МР». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» от 11 октября 2013 года.

При проведении поверки применяются следующие средства измерений:

-    эталоны 1-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %.

-    эталоны 2-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0%, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.

-    поверочная установка с диапазоном воспроизводимого расхода, соответствующим рабочему диапазону поверяемого СИ и относительной погрешностью измерения массового расхода не более 0,05 %;

-    калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 еС до 155 еС, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 еС, или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененного в ИУ термометра сопротивления серии PR;

-    манометры грузопоршневые МП-6, МП-60 1-го разряда, магазин сопротивлений Р4831 или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку многопараметрического датчика серии IMV;

-    комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененного в ИУ измерителя обводненности RedEye®;

-    устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов ± 5Ч10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5Ч10 имп. или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененных в ИУ измерительно-вычислительных контроллеров;

-    допускается применение эталона 2-го разряда, воспроизводящего двухфазный поток (газ, вода), аттестованного в установленном порядке, с диапазонами воспроизводимого массового расхода воды и воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующими рабочим диапазонам поверяемой ИУ;

-    допускается применение первичного специального эталона ГЭТ-195-2011.

Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти, объем свободного нефтяного газа. Методика измерений с помощью измерительной установки «Мера-МР», утвержденном ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» от «7»октября 2013 года.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «Мера-МР»

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

2.ТУ    3667-054-00137182-2013 Технические условия «Установки измерительные «Мера-МР»

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.