Меню Рубрики

Установка измерительная мера нефтемаш

Установка измерительная «Мера®-Массомер»

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерения установки.

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

Технические характеристики измеряемой среды

Измеряемая (рабочая) среда – продукция нефтяных скважин со следующими характеристиками:

  • температура, о С от + 5 до + 90;
  • кинематическая вязкость, м 2 /с от 1 х 10 -6 до 150 х 10 -6 ;
  • плотность, кг/м 3 от 750 до 1100;
  • объёмное содержание воды, % до 98;
  • объёмное содержание сероводорода, %, не более 2.

200, 250, 400, 500, 800, 1000, 1500, 1600, 2000, 2400, 3000, 3200

± 6,0 %
± 15,0 %
в соответствии с МВИ

  • Высокоэффективная сепарационная емкость, имеющая объем в 2,5 раза больше, чем у установок старой конструкции (для МЕРА ® ММ 40-х-400 Vcen>2м 3 , для Мера ® ММ 40-х-1500 Vcen>5м 3 ), оснащенная оригинальным гидроциклоном производства ОАО «ГМС Нефтемаш» (с раздельным выходом жидкости и газа), многоступенчатым отбойником и сетчатым каплеуловителем на газовой линии. При разработке сепаратора был учтен опыт разработки замерных установок типа «Дебит» , предназначенных для скважин с большими дебитами по жидкости и газу.
  • Применение регуляторов расхода и заслонок производства фирмы «Курзан-Медиа» и «Новые технологии» — как наиболее надежных при эксплуатации;
  • Кориолисовый расходомер устанавливается в пространственный каркас, предотвращающий воздействие на него напряжений сжатия-растяжения, кручения, которые могут возникнуть при изготовлении и в процессе эксплуатации ИУ.
  • Установка укомплектована фильтром грубой очистки между ПСМ и сепарационной емкостью, установлен датчик перепада давления, определяющий степень загрязнения фильтра;
  • На корпусе ПСМ установлен манометр для контроля давления, для стравливания давления и слива остаточной жидкости предусмотрена дренажная линия из ПСМ в дренажный патрубок байпасной линии;
  • Прямое измерение массового и объемного расхода измеряемой среды.
  • Простота монтажа и обслуживания средств измерения (расходомеров);
  • Более высокая точность измерения за счет улучшиной сепарации (меньшее содержание свободного газа в жидкостной линии и капельной жидкости в газовой линии по сравнению с аналогичными ИУ)
  • Система управления может быть построена на базе контроллеров «Direсt Logic», «B&R X20», «Siemens», «SCADAPack» и других.
  • В наладочном режиме управление осуществляется оператором через сенсорный жидкокристилический дисплей.

Возможные варианты изготовления установок: стационарные, передвижные (мобильные).

  • оснастить байпасным уровнемером для визуализации процесса наполнения измерительной емкости;
  • выполнение внутреннего антикоррозийного и износостойкого покрытия сепарационной емкости, трубопроводов и ПСМ, рабочая часть ПСМ и каретки могут быть выполнены из нержавеющей стали.

источник

Установки измерительные Мера-МР

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.

Скачать

Информация по Госреестру

Наименование параметра Значение
Максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут.
Пределы допустимой относительной погрешности измерения:
— жидкости
— газа
Масса и массовые расходы нефти в рабочих условиях при влагосодержании:
— от 0 до 70 %
— свыше 70 до 95 %
— свыше 95 до 98 %
Основные данные
Номер по Госреестру 56231-14
Наименование Установки измерительные
Модель Мера-МР
Год регистрации 2014
Методика поверки / информация о поверке МП 0091-9-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель Россия
Примечание 13.11.2014 Внесены изменения в описание типа
Информация о сертификате
Срок действия сертификата 17.01.2019
Тип сертификата (C — серия/E — партия) C
Дата протокола Приказ 1814 п. 01 от 13.11.2014Приказ 27 п. 93 от 17.01.2014
Производитель / Заявитель

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.

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

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

— вспомогательные датчики и преобразователи;

— 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);

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.

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

идентификационные данные (если имеются)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

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:_

Температура окружающей среды, °С

Пределы изменения атмосферного давления, кПа

Относительная влажность воздуха при температуре 15 еС, %

Рабочая среда — продукция нефтяных скважин с параметрами:

Кинематическая вязкость жидкости при рабочих условиях, мм /с

Плотность сырой нефти, кг/м3

Объемная доля воды в сырой нефти, %

Максимальное содержание газа, %

Содержание сероводорода, %, не более

Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности:

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

от 0,042 до 112,5 (от 1 до 2700)

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти при объёмной доли газа до 50 %, т/ч (т/сут)

от 0,42 до 57 (от 10 до 1368)

Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного га-

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

от 4,2 до 62500 (от 100 до 1500000)

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

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массовых расходов нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %

Количество входов для подключения скважин

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

Потребляемая мощность, кВЧА, не более

Габаритные размеры (длина Ч ширина Ч высота), мм, не более:

— блока контроля и управления

— блока контроля и управления

*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

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

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.

источник

Установка измерительная «Мера®-МР»

Установка предназначена для непрерывных или дискретных измерений расходов и количества компонентов продукции нефтяной скважины, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренно холодного климата. Основной отличительной особенностью предлагаемой установки является применение многофазного расходомера NetOil & Gas (долее МФРС), применение которого позволяет производить измерение количества нефти, газа и воды, поступающих из скважины, без предварительного разделения в сепараторе*.

В состав установок входят следующие блоки:
-блок технологический (долее БТ);
-блок контроля и управления (далее БК);
-блок переключения скважин (далее БПС), наличие БПС определяется заказом.

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 поочереджного подключения одной из нефтяных скважин к емкости сепарационной (далее ЕС), расположенной БТ, а остальных скважин — к коллектору.

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных уловий работы технологического оборудования и средств измерений (далее СИ) установок. В БТ размещены:

  • РУ, служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к NetOil&Gas, а остальных – к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым ;
  • Расходомер многофазный NetOil&Gas (Гостреестр №51424-12);
  • Расходомер массовый I / A Siries с пр еобразователем расхода CFS 10, CFS 20 и измерительным преобразователем CFT 51 (Гостреестр №53133-13);
  • Вспомогательные датчики и пробразователи;
  • 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 управленияс микропроцессорным контроллером (далее СОИ), предназначеным для сбора и обработки информации СИ и для управлениясистемой регулирования уровня РУ БТ или БПС, а так же для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;
  • Шкаф силовой для питания систем БТ и БК;
  • Вторичные устройства применненых в БТ СИ (при наличии);
  • Клеммные колодки.

Подключение установок к измеряемым скважинам осуществляется с помощью гибких рукавов высокого давления, входящих в состав монтажных частей.

Технические характеристики измеряемой среды

Измеряемая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:

  • рабочее давление, МПа: от 0,3 до 10,0
  • температура рабочей среды, о С: от -29 до + 121
  • плотность сырой нефти, кг/м 3 : от 700 до 1180
  • кинематическая вязкость жидкости при рабочих условиях, мм 2 /с: от 1 до 1000
  • объемная доля воды в сырой нефти, %: от 0 до 100
  • максимальное содержание газа, % 100
  • содержание сероводорода, % не более 6

*При условии наличия газовой фракции в потоке не более 50% при рабочих условиях. При наличии газовой фракции более 50% предусмотрена работа с пред. сепаратором

Наименование параметра

Питание установки осуществляется от трехфазной сети переменного тока:

источник

Читайте также:  Установка и настройка 1с торговля и склад