Комплексы измерительно-вычислительные ИВК МЕРА-ММ, 59370-14

Назначение

Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ» (далее - комплексы) предназначены для измерения и вычисления на выходах сепарационной емкости установок групповых сепарационного типа (далее - ГЗУ) количества компонентов продукции нефтяных скважин согласно методике измерений, аттестованной в установленном порядке.

Описание

По назначению и принципу действия установки относятся к групповым измерительным установкам согласно ГОСТ Р 8.615-2005.

Принцип действия комплекса основан на измерениях средствами измерений (далее -СИ) массы и плотности сырой нефти (далее - жидкости), объемного содержания пластовой воды в жидкости (далее - влагосодержания) и массы (или объема), давления и температуры свободного нефтяного газа для последующих вычислений массы сырой обезвоженной нефти (далее - нефти) в рабочих условиях (далее - РУ) и объема свободного нефтяного газа (далее - свободного газа), приведенного к нормальным условиям (далее - НУ).

Конструктивно комплекс представляет собой комплект из шкафа управления, содержащего микропроцессорный контроллер (далее - контроллер) для сбора и обработки информации СИ согласно методике измерений и выдачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП), шкафа электрооборудования, СИ массы жидкости, её плотности и влагосодержания, СИ массы или объема газа, СИ давления и температуры газа, СИ гидростатического давления жидкости в сепараторе ГЗУ и запорно-регулирующей арматуры: электро-управляемые регуляторы расхода жидкости и газа, обратные клапаны, переключатели потока и т. п. в зависимости от исполнения.

Комплексы имеют два исполнения в зависимости от реализуемых режимов измерений:

-    исполнение 1 - измерения в режиме циклического наполнения сепаратора жидкостью с последующим его опорожнением;

-    исполнение 2 - измерения в режиме исполнения 1 с автоматическим переходом в режим поддержания заданного уровня жидкости в сепараторе в зависимости от ее расхода.

Перечень СИ используемых в комплексах представлен в таблице 1.

Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:

а) автоматизированное и ручное измерение, вычисление и индикация согласно методике измерений следующей измерительной информации (далее - ИИ):

-    значения массы жидкости, массы нефти и объема газа, приведенного к НУ, каждой из подключенных к сепаратору скважины по результатам единичных измерений* и общие накопленные значения;

-    моменты времени начала и конца единичных измерений и их длительность;

-    текущие показания СИ;

- Единичное измерение - непрерывные измерения количества компонентов продукции скважины за время одного опроса

-    исходные измеренные при наличии СИ (плотность, влагосодержание и гидростатическое давление жидкости, давление и температура газа) и введенные (плотности воды и газа при НУ и нефти - при РУ) данные для расчетов;

б)    ввод констант и управляющих сигналов;

в)    архивирование в энергонезависимой памяти сроком не менее 32 суток (при одной записи в сутки для каждой скважины) и выдача по запросу:

-    усреднённых суточных значений массы жидкости и нефти;

-    усреднённых суточных значений объема свободного газа, приведенного к НУ;

г)    автоматическое архивирование и отображение на дисплее контроллера, передача по запросу на внешний интерфейс сигнальной информации согласно РЭ комплекса;

д)    формирование сигналов управления запорно-регулирующей арматурой комплекса (при наличии).

По признаку номинальной пропускной способности комплексы имеют варианты исполнения с номинальными значениями наибольшего среднего массового расхода жидкости от 200 до 2400 т/сут.

Диапазоны контролируемых массовых расходов жидкости не менее 100:1

Диапазоны контролируемых расходов газа определяются диапазонами применяемых СИ массы или объема газа (согласно заказу).

Комплексы обеспечивают обработку ИИ при подключении к сепаратору до 14 нефтяных скважин.

Рабочей средой для комплексов являются компоненты разделенной сепаратором ГЗУ продукции нефтяных скважин:

-    жидкость, представляющая собой смесь пластовой воды, нефти, остаточного свободного нефтяного газа и растворенного нефтяного газа;

-    свободный нефтяной газ.

Комплекс устанавливается в блоке технологическом (далее - БТ) и в блоке автоматики (далее - БА) ГЗУ и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от + 5 °С до + 50 °С.

Общий вид установки представлен на рисунке 1.

ы 1-1^

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) предназначен для обеспечения выполнения измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления ИВК «Мера-ММ».

Таблица 2- Идентификационные данные программного обеспечения

Уровень защиты ПО установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий».

Параметры рабочей среды:

-    избыточное рабочее давление, МПа    от 0,5 до 4,0

-    температура, оС    от + 5 до + 90

-    кинематическая вязкость жидкости, м2/с    от 110-6 до 150 • 10-6

-    плотность жидкости, кг/м    от 750 до 1150

-    массовый расход жидкости, т/сут    от 2 до 2400

3

-    объемный расход свободного газа при НУ, м /сут.    от 100 до 300000

-    газосодержание в РУ , м3/м3    от 0,5 до 5

-    влагосодержание, %    не более 98;

-    объемное содержание остаточного свободного газа в жидкости, %    не более 1;

-    объемное содержание сероводорода, %    не более 2. Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса

*

при измерении массы жидкости    ± 1,5 %;

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса при измерении массы нефти при влагосодержании:

от 0 до 70 %    ± 5 %;

свыше 70 до 95 %    ± 12 %;

При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанавливает методика измерений, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса

при измерении объема газа , приведенного к НУ,    ± 3 %;

Электрическое питание комплексов осуществляется от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и номинальным напряжением 220В с допускаемыми отклонениями ± 20 % от номинального значения.

Потребляемая мощность    не более 1 кВ А.

Средний срок службы    10 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

Комплектность комплексов представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность ИВК

Поверка

осуществляется по документу МП 59370-14 «ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 июля 2014 г.

-    калибратор токовой петли Fluke-705 или аналогичный с относительной погрешностью не более ± 0,1 %

-    генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» 1.. .99999 имп.;

-    частотомер Ч3-63/1 108 имп., 103...100 с ЕЯ2.721.039 ТУ;

Средства поверки для средств измерений, входящих в состав комплексов, указаны в методиках поверки на данные средства измерений.

Сведения о методах измерений

«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика выполнения измерений количества нефти и нефтяного газа измерительновычислительными комплексами «ИВК «Мера-ММ», аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ» (Свидетельство № 262 от 30 апреля 2009 г.).

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам измерительно-вычислительным «ИВК «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 3667-039-00137182-2008. «Комплексы измерительно-вычислительные ИВК «Ме-ра-ММ». Технические условия.

Рекомендации к применению

-при осуществлении торговли