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:
- исполнение 1 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 2 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 3 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 4 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 5 – с объемным счетчиком-расходомером жидкости и поточным плотномером жидкости в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- - 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;
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 |