Установки измерительные Мера-ММ.71, 59158-14

Назначение

Установки измерительные «Мера-ММ.71» (далее - установки) предназначены для измерения массы и массового расхода сырой нефти и объема и объемного расхода нефтяного газа.

Описание

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится кориолисовыми счетчиками расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами счетчиками позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

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

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 размещены:

-    распределительное устройство;

-    сепаратор;

-    расходомер жидкостной;

-    расходомер газовый;

-    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.

Сепаратор 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.

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

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

-    счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);

-    расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);

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

-    счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11);

-    расходомеры массовые с преобразователями расхода и измерительными преобразователями I/A Series (расходомеры), CFS10, CFS20 (преобразователи расхода) и CFT50, CFT51 (измерительные преобразователи) (Госреестр № 53133-13).

Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:

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

-    счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);

-    расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);

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

-    расходомеры - счетчики вихревые 8800 (Госреестр № 14663-12);

-    расходомеры - счетчики вихревые объемные Yewflo DY (Госреестр №17675-09);

-    счетчики газа вихревые СВГ.М (Госреестр № 13489-13);

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

-    счетчик газа DYMETIC-9423 (Госреестр № 37418-08);

-    счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 43981-10);

-    расходомеры массовые с преобразователями расхода и измерительными преобразователями I/A Series (расходомеры), CFS10, CFS20 (преобразователи расхода) и CFT50, CFT51 (измерительные преобразователи) (Госреестр № 53133-13).

Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:

-    влагомер поточный моделей F (Госреестр № 46359-11);

-    влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);

-    влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);

-    влагомер нефти поточный ПВН-615.001 (Госреестр № 39100-09);

-    измеритель обводненности Red Eye (Госреестр № 47355-11).

В блоке контроля и управления размещены:

-    устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;

-    вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;

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

В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:

-    контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия (Госреестр № 15772-11);

-    системы управления модульные B&R X20 фирмы Bernecker und Rainer Industrie-Elektronik GmbH (B&R), Австрия (Госреестр № 57232-14);

-    комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix, фирмы '^оске11 Automation AПen-Вrаdley", США (Госреестр № 42664-09);

-    контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы "Schneider Electric SA", Франция (Госреестр № 56993-14).

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

-    измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;

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

-    измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;

-    индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - 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.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

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 «средний» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПа

от 0,2 до 10,0 от 0 до плюс 90 от 1 • 10-6 до 15040-6 от 700 до 1180

до 1000 до 99

о/~'

-температура, С

-кинематическая вязкость жидкости, м2/с -плотность жидкости, кг/м3 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т -объемная доля воды в сырой нефти, %

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,

от 0,2 до 83,3 (от 5 до 2000).

от 2 до 62500 (от 50 до 1500000).

± 2,5.

3 3

приведенный к стандартным условиям, м /ч (м /сут)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

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 %    ± 15;

Св. 95 до 99 %    согласно методике измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа,

приведенных к стандартным условиям, %    ± 5,0.

Количество входов для подключения скважин    от 1 до 14.

Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В

Потребляемая мощность,

Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

Масса, не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

Климатическое исполнение Срок службы, не менее

± 15 %. не более 30 кВ А.

12360 х 3250 х 3960 мм; 6000 х 3250 х 3960 мм.

30000 кг; 10000 кг.

УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.

10 лет.

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 документу МП 59158-14 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.71». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 11 июля 2014 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

-рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей ОГМ-0001 (№ 3.2.ГНЭ.0001.2014), ОГМ-0002 ((№ 3.2.ГНЭ.0002.2014), расход жидкости от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расход газожидкостной смеси от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расхода газа от 4 до 62500 м /ч, с пределом относительной погрешности ± 3 %

Средства поверки для средств измерений входящих в состав установки указаны в документах на их поверку.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15 августа 2013 г.

Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ»

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

2.    ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические

условия.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли.