Номер по Госреестру СИ: 50171-12
50171-12 Системы измерений количества жидкости и газа
(R-AT-MM/FS)
Назначение средства измерений:
Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS (модификации R-AT-MM/FS/D и R-AT-MM/FS/PD), далее - системы, предназначены для измерений массы нефти, воды и объема свободного нефтяного газа добываемых из нефтяных скважин совместно с сепараторными установками, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.
Внешний вид.
Системы измерений количества жидкости и газа
Рисунок № 1
Программное обеспечение
Обработка сигналов контроллером измерительным R-AT-MM или АТ-8000, выполняется с помощью программного обеспечения (ПО) «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии ПО (алгоритма) |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM |
DebitCalc |
V0.1 |
3a0442256a3abe0f 64a7c4e927160bd3 |
MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С в соответствии с МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосят на титульные листы эксплуатационной документации системы типографским способом и на функциональные блоки системы в виде наклейки.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
изложены в документе «Масса нефти сырой обезвоженной. Методика измерений с использованием систем измерения количества жидкости и газа R-AT-MM» и в руководстве по эксплуатации «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM». АРГ-0350.723.1723.12 РЭ.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системам измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS
-
1 ГОСТ Р 8.615-2005. «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
-
2 ГОСТ 8.510-2002. «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
-
3 ТУ 4220-003-97304994-2007. «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM. Технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
выполнение государственных учетных операций.
Поверка
Поверка осуществляется в соответствии с документом «Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS. Методика поверки». МЦКЛ.0039.МП, утвержденному ГЦИ СИ ЗАО КИП «МЦЭ» 22.03.2012 г.Основные средства поверки:
-
- установка поверочная СР, СР-М фирмы "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США, номер в Госреестре СИ РФ 27778-09, вместимость измерительного участка от 0,020 до 0,650 м3, пределы допускаемой относительной погрешности определения вместимости измерительного участка ± 0,05%;
-
- установка поверочная влагомерная R-AT-MM/VL для поверки преобразователей влагосодержания нефти, номер в Госреестре СИ РФ 42952-09, диапазон воспроизведения объёмной доли воды 0...100%, пределы абсолютной погрешности воспроизведения объёмной доли воды в поверочной жидкости не более ± 0,1;
-
- частотомер Ч3-63 по ДЛИ 2.721.007 ТУ, диапазон измеряемых частот от 0,01 Гц до 20 МГц;
-
- другие эталонные средства измерений и вспомогательное оборудование в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав системы.
Изготовитель
ЗАО «Аргоси», г. Москва.
Адрес: 115054, Москва, Стремянный пер., д. 38
тел. (495) 544-11-35, факс 544-11-36
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ЗАО КИП «МЦЭ»
Адрес: 125424 г. Москва, Волоколамское шоссе, 88, стр. 8
тел: (495) 491 78 12, (495) 491 86 55
e-mail: sittek@mail.ru, kip-mce@nm.ru
Принцип действия систем основан на измерениях массы жидкости и объема газа, предварительно разделенных сепаратором, счетчиками-расходомерами массовыми (кориолисовыми расходомерами) и объемными расходомерами соответственно.
Двухфазный поток смеси жидкости и газа, поступающий из скважины, при помощи сепаратора разделяется на газ и жидкость. После сепарирования продукция скважин попадает в измерительные линии, при этом средства измерения (СИ) входящие в состав измерительных линий, производят измерения параметров сепарированной продукции скважин и передают измеренные значения в контроллер измерительный, который обрабатывает полученную информацию в соответствии с заданными алгоритмами (заложенными в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.
Количественные характеристики (масса жидкости, объем газа и объемная доля воды) потока измеряются кориолисовыми расходомерами и расходомерами газа ультразвуковыми, установленными на жидкостной линии и газовой после устройства разделения фаз (сепаратора) и устройства измерения объемной доли воды. Результаты измерений передаются в устройство обработки информации.
Системы эксплуатируются совместно с сепараторными установками (сепараторные установки в комплект поставки не входят).
Система обеспечивает:
-
- прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;
-
- прямые измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;
-
- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти.
В зависимости от исполнения, в состав системы могут входить от одного до четырех расходомеров жидкости и газа применяемые в составе измерительных линий.
Измерительная линия сырой нефти, в которой производятся измерения:
-
- массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (номер в Госреестре СИ РФ 45115-10), или расходомерами массовыми Promass (номер в Госреестре СИ РФ 15201-11), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR, модели 30-39 (номер в Госреестре СИ РФ 27054-09);
-
- содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-АТ (номер в Госреестре СИ РФ 42678-09) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (номер в Госреестре СИ РФ 24604-07);
-
- температуры и давления сырой нефти.
Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой производятся измерения:
-
- объемного расхода и объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками газа ультразвуковыми FLOWSIC 600 (номер в Госреестре СИ РФ 43981-11);
-
- температуры и давления нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации.
Модификация R-AT-MM/FS/PD (в отличие от модификации R-AT-MM/FS/D) имеет встроенное устройство, позволяющее измерять объемную долю воды в нефти. В качестве устройства определения объемной доли воды, используются первичные преобразователи влагомеров ВСН-АТ или ВСН-2, образуя совместно с контроллером измерительным измерительный канал объемной доли воды в нефти.
В качестве устройства обработки информации применяются контроллер измерительный АТ-8000 (номер в Госреестре СИ РФ 42676-09) или контроллер измерительный R-AT-MM (номер в Госреестре СИ РФ 43692-10), который размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ. Доступ к программному обеспечению устройства обработки защищен паролем. Устройство обработки информации обеспечивает обработку измерительной информации, получаемой от измерительных приборов, входящих в состав системы, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передачу результатов измерений в компьютерную сеть.
В системе предусмотрена многоступенчатая защита от несанкционированного доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли и программные средства для защиты файлов и баз данных, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации, ведение журналов действий пользователя). Схемы пломбировки СИ в составе системы соответствуют МИ 3002-2006.
3D изображение системы
1 Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM/FS
(модификация по заказу) ............................................................................................................. 1 шт.
-
2 ЗИП .............................................................................................................................1 компл.
-
3 Эксплуатационная документация ...........................................................................1 компл.
-
4 Методика поверки МЦКЛ.0039.МП ......................................................................... 1 экз.
-
5 Эксплуатационная документация на составные части системы ................................1 компл.
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа (приведенного к стандартным условиям), м3/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема свободного нефтяного газа %
Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы жидкости, %
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости от 0 до 70 % включ., %
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 70 до 95 % включ., %
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нефти в диапазоне объемной доли воды в жидкости св. 95 до 98 % включ., %
Условия эксплуатации:
-
- диапазон относительной влажности окружающей, %
-
- диапазон температур окружающего воздуха, °С
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
-
- избыточное рабочее давление, МПа (кгс/см2)
-
- температура, оС
Напряжение питания, В:
-
- от сети переменного тока с частотой питания (50±1) Гц
-
- от источника постоянного тока
от 6 до 130 000.
±5. от 4 до 250.
±2,5.
±6.
±15.
По методике измерений.
от 30 до 90;
от минус 40 до плюс 60.
от 0 до 16 (160); от 5 до 90.
3 8 0 +38 ; 220
+22 ;
-33 ;
24.
Потребляемая мощность, В-А, не более Габаритные размеры (ширина, длина, высота), мм, не более,
Масса, кг, не более
Средняя наработка на отказ, ч, не менее Средний срок службы, лет
150.
700; 1500; 800.
250. 40000.
10.