Установки измерительные МАССА, 65008-16

Назначение

Установки измерительные «МАССА» (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы сырой сепарированной нефти без учета воды, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Описание

В состав установки входят:

-    блок технологический (далее - БТ);

-    блок автоматики (далее - БА).

БТ (рис. 1) выполнен в виде утепленного помещения и используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем технологического оборудования и средств измерений, входящих в установку:

-    счетчиков - расходомеров массовых MICRO MOTION (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF) зарегистрированный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером (далее -регистрационный №45115-10);

-    счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых ROTAMASS, (модификаций RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR) (регистрационный № 27054-09);

-    расходомеров массовых «Promass» (регистрационный №№ 15201-11);

-    счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 4295315);

-    счетчиков-расходомеров массовых ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 4726611);

-    счетчиков газа вихревых СВГ (регистрационный № 13489-07);

-    датчиков расхода газа ДРГ.М (регистрационный № 26256-04);

-    влагомеров сырой нефти ВСН-ПИК (регистрационный № 38121-08);

-    влагомеров сырой нефти ВСН-2 (регистрационный № 24604-12);

-    влагомеров сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 42678-09);

-    сепаратора, служащего для отделения газа от жидкости (сырой нефти) и оснащенного системой управления сливом емкости механического типа (поплавок, газовая заслонка и регулятор расхода), электронного типа (датчик гидростатического давления и клапаны с электроприводами на жидкостной и газовой замерных линиях) и совмещенного типа;

-    датчиков температуры;

-    датчиков давления;

-    запорной и запорно-регулирующей арматуры (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.);

-    системы технологических трубопроводов;

-    системы отопления и вентиляции.

Сепаратор выполнен в виде двух горизонтально, один над другим, расположенных цилиндрических сосудов.

Для некоторых типоразмеров установок могут применяться вертикальные нефтегазовые сепараторы оборудование и работа которых идентичны описанным.

При подаче на вход установки измерительной «МАССА» продукции нефтяной скважин установки обеспечивают либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в сепараторе постоянного уровня.

БА выполнен в виде утепленного помещения, внутри которого размещены система управления и обработки информации (далее - СУОИ) и силовой шкаф, а также смонтированы вторичные приборы пожарной сигнализации и сигнализации загазованности. Для поддержания необходимой положительной температуры в помещении установлен обогреватель. БА используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования:

-    системы управления и обработки информации, в состав которой входит:

-    контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 (регистрационный № 50107-12) или контроллеры программируемые DirectLOGIC или системы управления модульной B&R Х20 (регистрационный № 57232-14);

-    шкафа силового для питания установки, систем отопления, освещения, вентиляции;

-    шкафа вторичного оборудования (с сигнализацией загазованности и пожаро -охранной сигнализацией).

Установки измерительные «МАССА» для каждой подключенной на измерение скважины осуществляют следующие виды измерений:

-    прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;

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

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

-    косвенные измерения массового расхода и массы сепарированной нефти.

Газожидкостная смесь от скважин поступает на узел переключения, где с помощью

системы автоматики или вручную выбирается скважина, которую нужно поставить на измерение. Продукция с остальных скважин через байпасную линию направляется в общий выходной коллектор. Продукция измеряемой скважины поступает в циклон сепаратора, где она разделяется на жидкость и газ. Газ попадает в верхнюю полость сепаратора и, пройдя через регулятор расхода и расходомер, уходит в общий коллектор. Жидкость стекает по полкам в накопительный сосуд сепаратора.

По мере роста уровня жидкости регулятор расхода на газовой линии закрывается, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к возрастанию перепада давления между полостями сепаратора и коллектором.

При достижении перепада давления, достаточного для слива емкости сепарационной, открывается регулятора расхода на жидкостной линии, жидкость через влагомер, расходомер и регулятор расхода начинает поступать в коллектор и ее уровень в сепараторе стабилизируется.

В момент открытия регулятора расхода жидкости, при поступлении в систему управления СУОИ от расходомера сигнала, превышающего нулевое значение, включается таймер отсчета времени измерения и в СУОИ начинает поступать измерительная информация.

По мере слива жидкости из сепаратора, уровень ее падает и давление в сепараторе постепенно уменьшается.

В момент закрытия регулятора расхода жидкости выходной сигнал расходомера принимает нулевое значение, отсчет расхода жидкости прекращается, но счет времени продолжается до следующего открытия клапана. При этом значение времени измерения фиксируется в памяти СУОИ.

Таким же образом производятся измерения объемного расхода газа.

Программное обеспечение

Уровень защита программного обеспечения (далее - ПО) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и измеренных (вычисленных) данных.

Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.

Технические характеристики

Таблица 2. Метрологические характеристики

Таблица 3. Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Таблица 6 - Комплектность средства измерений

Поверка

Поверка осуществляется по документу МП 0414-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МАССА». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» от 20 апреля 2016 года.

Основные средства поверки:

-    Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м /ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;

-    эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», 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 %.

-    эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», 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 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «МАССА» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением «Установок измерительных «МАССА», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «24» марта 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/1709-16 от «24» марта 2016 г.)

Нормативные документы

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

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

ТУ 3667-021-00136656-2007 Технические условия «Установки измерительные «МАССА» с изменениями № 1 и № 2.