АГЗУ мобильная установка

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1»

Назначение средства измерений

Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1» (далее – установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазовой смеси, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

Описание средства измерений

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.

Установки состоят из блока контроля и управления (далее – БКУ) и блока технологического (далее – БТ).

Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины. При изготовлении установок в мобильном варианте, блок БТ (вариант исполнения установок для подключения одной скважины) и блок БКУ устанавливаются в кузове прицепа или автомобиля, либо на шасси прицепа или автомобиля.

В состав БКУ входят силовой шкаф, блок измерений и обработки информации (далее – БИОИ). В варианте исполнения стационарной установки для подключения одной скважины БИОИ во взрывозащищенном исполнении может устанавливаться в БТ.

В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее – СИ): счетчики- расходомеры массы и массового расхода жидкости и газа, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее — ЕС) или трубный сепаратор (далее - ТС) , переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.

В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее – СИ): счетчики- расходомеры массы и массового расхода жидкости и газа, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее — ЕС) или трубный сепаратор (далее - ТС) , переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.

В зависимости от конструкции, комплектации средствами измерений и оборудованием установки выпускаются в следующих исполнениях:

  1. исполнение 1 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
  2. исполнение 2 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
  3. исполнение 3 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
  4. исполнение 4 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
  5. исполнение 5 – с объемным счетчиком-расходомером жидкости и поточным плотномером жидкости в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
  6. - исполнение 6 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости/газа или с объемным счетчиком-расходомером жидкости/газа и поточным плотномером жидкости на общей измерительной линии жидкости/газа;

ИУ могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины.

Установки в разных исполнениях измеряют массу и массовый расход жидкости, массу и массового расход обезвоженной нефти, объем и объемный расход газа, приведенные к стандартным условиям в автоматическом режиме с учетом:

  • введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стандартизованными методами в лабораторных условиях;
  • поправок на давление и температуру рабочей среды;
  • газосодержания рабочей среды;

Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.

Таблица 1 – Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации исполнений установок.

Наименование средства измерений Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» 45115-16
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS 27054-14
Расходомеры массовые Promass Х 50365-12
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ 60937-15
Счетчик жидкости массовый МАСК 12182-09
Счетчики количества жидкости СКЖ 14189-13
Счетчики количества жидкости камерные СКЖ 75644-19
Счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300 65918-16
Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак 47266-11
Счетчики-расходомеры массовые ЭМИС-МАСС 260 42953-15
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 50998-12
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс 70629-18
Расходомеры-счетчики массового расхода и массы жидкости ЭРМАСС.НТ 70585-18
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ 60269-15
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.М 70119-18
Расходомеры вихревые ИРГА-РВ 55090-13
Расходомеры-счетчики вихревые ИРВИС -РС4М 30206-05
Датчики расхода газа ДРГ.М 26256-06
Счетчики газа вихревые СВГ 13489-13
Контроллер универсальный МИКОНТ-186 54863-13
Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ-2300 14527-11
Вычислители УВП-280 53503-13
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 61953-15
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ 42678-09
Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК 59365-14
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 24604-12
Плотномеры 804 47933-11
Системы измерений количества жидкости и газа R-АТММ/D/PIK 46883-11
Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/FS 50171-12
Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ 39821-13
Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 20993-06
Контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack 16856-08
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334Е,330Е/334Е, 350/357, 350Е/357Е, 312, 313, 337Е, 570/575 69436-17
Kонтроллеры измерительные АТ-8000 42676-09
Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix 1 42664-09
Контроллеры измерительные R-AT-MM 43692-10
Контроллеры измерительные R-AT-MM 61017-15
Контроллеры механизированного куста скважин КМКС 50210-12
Контроллеры измерительные Direct Logic DL05, DL06, DL105, DL205, DL405 17444-11
Контроллеры программируемые DirectLOGIR, МТКCLICK, Productivity, Productivity3000, Protos X, Trminator 65466-16
Контроллеры логические программируемые ПЛК 160 48599-11
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200 63339-16
Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 60314-15
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-200 15771-10
Модули измерительно-вычислительные МССxx 76108-19
Устройства программного управления «TREI-5B» 31404-08
Системы управления модульные B&R X20 57232-14
Комплекс программно-технический «Мега» 48782-11
Комплекс многофункциональный программно-технический «Инфолук» 56369-14
Комплексы автоматики и телемеханики многофункциональные программно-технические «Сфера-1» 8647-14
Комплексы многофункциональные Программно-технические «Орбита» 53630-13
Измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерения 0-25,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5%, аналоговый токовый выходной сигнал;
Измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений 0-100°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5ºС, аналоговый токовый выходной сигнал;
Термометры показывающие с пределами измерений 0-100ºС, абсолютная погрешность ±0,5 ºС
Манометры показывающие с пределами измерений 0-6,0 МПа, кл.т. не ниже 1,5

Заводской номер указан на технологическом блоке БТ ИУ.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее – ПО) для установок состоит из программно-технического комплекса «Мега» или устройства обработки информации измерительной системы R-АТ-ММ, комплекса многофункционального программно-технического «Инфолук», МПТК «Орбита», Систем управления модульных B&R X20, Модулей измерительно-вычислительных МССxx.

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно ПР 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. ПО на метрологические характеристики установок влияние не оказывает.

Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) установок приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки) Значение
ПТК «Мега» R-АТ-ММ ПТК Infolook.Polling lkz cnfwbjyfhys[
Ротор Mega ОРС-сервер
Идентификацион ное наименование ПО Цикломашина опроса «Ротор» Мega ОРСDA Server DebitCalc Infolook.Polling
Номер версии (идентификационный номер) ПО 10ХХ.Хсборка ХХХ* 10X.X.X.XXX* VO.1 1.00.5036.24320
Цифровой идентификатор ПО 790413С09D058 BD0A7E70DB8
B8C65B73
23C6EA0409293
54V928D66FC
F66D40D4
3a0442256a3a
be0f64a7c4e92
7160bd3
41С7972ВВ766F
B745D36B393A
88B5800
md5 md5 md5 md5 md5

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки) Значение
ПТК «Орбита» Системы управления модульные B&R X20 Модули измерительно-вычислительные МССxx
Идентификационное наименование ПО АРМ наладчикасистемы «Орбита» АРМ опроса системы «Орбита» B&R Automation Studio МССхх_v7.bin
Номер версии (идентификационный номер) ПО 2.5.1.3.7 2.5.1.85 Не ниже V 2.6 7/00
Цифровой идентификатор ПО С6С0ИАСС65С91
1А44С8D94ECA
91F0C61
5С9735EС7700
9F9828501862
BB2F9A8D
Номер версии -
Другие идентификационные данные - алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения md5 md5 Не используется Не используется

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и 4.

Таблица 3 – Метрологические характеристики

Наименование характеристики Значение
Диапазон измерений среднесуточного массового расхода сырой нефти, в зависимости от варианта исполнения установок, т/сут: -для стационарных установок- для мобильных установок до 3000 до 1500
Диапазон измерений среднесуточного объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от варианта исполнения установок, м³/сут: - для стационарных установок - для мобильных установок до 1000 000 до 500 000
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % ±2,5
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - от 70 до 95% - свыше 95 % до 98 % - свыше 98 % ±6,0 ±15,0 ± 30,0 не нормируется
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % ±5

Таблица 4 – Основные технические характеристики

Наименование характеристики Параметры
Рабочая среда сырая нефть
Температура рабочей среды, °С от 5 до 60
Вязкость жидкости, мм²/с, не более 150
Давление рабочей среды, МПа (кгс/см²), не более 25 (250)
Плотность обезвоженной нефти, кг/м³ от 700 до 900
Плотность пластовой воды, кг/м³ от 1000 до 1200
Диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости, % от 0 до 99,9
Содержание парафина, объемная доля, %, не более: 7
Содержание механических примесей, объемная доля, (массовая доля) , % , (мг/л), не более: 0,05 (2500)
Содержание сероводорода, объемные доли, %, (массовые доли), (мг/л), не более: 18 (277,056)
Содержание углекислого газа, массовые доли, мг/л, не более: 1400
Газовый фактор, нм³/т, в зависимости от пропускной способности установок 150; 200; 300; 1500; 3000
Род тока переменный
Напряжение, В 380/220
Отклонение напряжения питания сети, % от - 15 до + 10
Частота переменного тока, Гц 50±1
Потребляемая мощность, кВА, не более 20
Коммуникационные каналы: - RS485 - RS 232S/485 протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный)
Количество подключаемых скважин - для стационарных установок - для мобильных установок от 1 до 14 1
Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее 50
Температура окружающего воздуха от - 45ºС (У1) и -60ºС (УХЛ1) до +40 ºС
Относительная влажность, %, не более 80
Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее 3500
Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования, ч, не более 8
Срок службы, лет 20