|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Системы измерительные блочно-модульные |
| Обозначение типа | Крон |
| Производитель | ООО "Аргоси Аналитика", г.Москва |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 16.06.2021 |
| Назначение | Системы измерительные блочно-модульные «Крон» (далее - системы) предназначены для
- непрерывных или дискретных измерений массового расхода и массы сепарированной нефти сырой необработанной (далее - сырая нефть), вычислений массы сырой нефти без учета воды и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти и среднего объемного расхода газа, добываемых из нефтяных и газоконденсатных скважин;
- автоматизированных измерений массового расхода и массы сырой нефти, ее параметров (давление, температура, содержание воды), определения (вычисления) массы нетто сырой нефти, отображения и регистрации результатов измерений, а также для отбора проб нефти на этапах сбора и транспортировки сырой нефти.
|
| Описание | Принцип действия систем основан на автоматических измерениях количественных (массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы свободного нефтяного газа) и качественных (температура, давление сырой нефти и свободного нефтяного газа, а также содержание воды в сырой нефти) параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин.
Система состоит из одного или нескольких блоков технологических (БТ) и блока автоматики (БА).
БТ предназначен для размещения и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений (СИ). БТ включает в себя:
- одну или несколько измерительных линий (ИЛ) сырой нефти, в которых производятся измерения:
массового расхода и массы сырой нефти - счетчиками-расходомерами массовыми СКАТ (Госреестр № 60937-15), или счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-16), или расходомерами массовыми Promass (Госреестр № 15201-11), или расходомерами массовыми Promass 100 и 200 (Госреестр № 57484-14), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCS, RCCT (Госреестр № 27054-14);
содержания воды - влагомером поточным ВСН-АТ (Госреестр № 62863-15) или влагомером сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
температуры и давления сырой нефти.
- Одну ИЛ свободного нефтяного газа, в которой производятся измерения:
массового расхода и массы свободного нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации - счетчиками-расходомерами массовыми СКАТ (Госреестр № 60937-15), или счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion, модификации F, CMF (Госреестр № 45115-16), или расходомерами массовыми Promass (Госреестр № 15201-11), или расходомерами массовыми Promass 100 и 200 (Госреестр № 57484-14), или счетчиками-расходомерами массовыми кориолисовыми ROTAMASS, модификации RCCS, RCCT (Госреестр № 27054-14);
температуры и давления сырой нефти.
- Технологическое оборудование:
сепаратор (далее - ЕС), служащий для отделения газа (свободный нефтяной газ) от жидкости (водонефтяной смеси с остаточным содержанием растворенного нефтяного газа);
устройство распределительное (далее - УР), служащее для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к ЕС, а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ);
трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с УР;
система регулирования уровня жидкости в ЕС, служащая для управления процессом накопления жидкости в ЕС и его опорожнения, а также для управления перепадом давления между ЕС и коллектором в зависимости от высоты уровня жидкости в ЕС.
В системах с несколькими БТ один из блоков может включать в себя только технологическое оборудование, необходимое для работы системы. При этом для измерений используются измерительные линии, расположенные в другом БТ.
БА предназначен для размещения и обеспечения условий нормальной работы следующего оборудования:
- контроллера измерительного R-AT-MM (Госреестр № 61017-15) или контроллера измерительного АТ-8000 (Госреестр № 61018-15), предназначенного для сбора и обработки информации, получаемой от СИ, а также для управления системой регулирования уровня жидкости в ЕС и устройством распределительным, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень;
- шкафа силового для питания измерительных компонентов системы, систем отепления, освещения, вентиляции и сигнализации;
- вторичных измерительных преобразователей СИ, размещенных в БТ (при наличии);
- клеммных колодок.
Блоки могут быть установлены на колесную базу для их транспортировки по дорогам общего пользования.
При использовании системы в качестве системы измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) измеряемая среда поступает непосредственно в ИЛ сырой нефти в обход сепаратора, где происходит измерение массового расхода, массы, температуры, давления сырой нефти и содержания воды в ней. Выходные сигналы от СИ, входящих в состав ИЛ сырой нефти, передаются на соответствующие входы контроллера измерительного, который измеряет и/или преобразует их, далее вычисляет массу нетто сырой нефти в соответствии с заданным алгоритмом (заложенным в его программное обеспечение) и индицирует полученную информацию на дисплее, а также выдает ее на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена.
При использовании системы в качестве измерительной установки для измерений параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (далее - ИУ) измеряемая среда предварительно разделяется ЕС на жидкую (нефть сырая без остаточного содержания растворенного нефтяного газа, далее - жидкость) и газовую (свободный нефтяной газ) фазы. Система обеспечивает либо попеременное наполнение и опорожнение ЕС жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. После сепарирования жидкая фаза измеряемой среды попадает в ИЛ сырой нефти, а газовая фаза измеряемой среды - в ИЛ свободного нефтяного газа. При этом СИ, входящие в состав каждой ИЛ, производят измерения количественных и качественных 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.
Система обеспечивает:
- прямые измерения давления, температуры, массового расхода и массы сырой нефти;
- прямые измерения давления, температуры массового расхода и массы свободного нефтяного газа;
- прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти, в зависимости от применяемого влагомера;
- косвенные измерения (вычисление) массы нетто сырой нефти (режим - СИКНС);
- косвенные измерения (вычисления) объема нефтяного газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям (режим - ИУ);
- косвенные измерения (вычисление) массы сырой нефти без учета воды (режим - ИУ).
Измерительный контроллер размещается в отдельном шкафу. Для ограничения доступа, шкаф запирается на ключ.
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).
Обозначение системы при заказе:
| МБИС «Крон» | - | 40 | - | 8 | - | 400 | - | 6000 | | 1 | | 2 | | 3 | | 4 | | 5 |
1 - наименование;
2 - максимальное рабочее избыточное давление, кгс/см2
3 - количество входов для подключения к скважинам
4 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут
5 - максимальный массовый расход нефти в режиме СИКНС, т/сут
Рисунок 1 - БТ (внутренний вид)
Рисунок 2 - БТ (внешний вид)
|
| Программное обеспечение | Системы имеют встроенное программное обеспечение (ПО) - «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM», которое установлено в энергонезависимую память контроллера измерительного (R-AT-MM или АТ-8000) при изготовлении, в процессе эксплуатации данное ПО не может быть модифицировано, загружено или прочитано через какой-либо интерфейс.
Идентификационные данные ПО систем приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Наименование программного обеспечения (ПО) | Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | | Идентификационное наименование ПО | DebitCalc | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | V0.1 и выше | | Цифровой идентификатор ПО | - |
Нормирование метрологических характеристик проведено с учетом применения ПО.
Конструкция контроллеров обеспечивает полное ограничение доступа к метрологической части ПО и измерительной информации. Уровень защиты ПО систем от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | | Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут | от 4 до 6 000 | | Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, м3/сут
(приведенного к стандартным условиям) | от 5 до 1 000 000 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений в режиме работы системы в качестве ИУ для измерений параметров продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, %
| - массового расхода и массы сырой нефти | ±2,5 | | - массы сырой нефти без учета воды
при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях): | | до 70 % | ±6 | | от 70 % до 95 % | ±15 | | свыше 95 % | по методике (методу) измерений | | - объемного расхода и объема свободного нефтяного газа
(приведенного к стандартным условиям) | ±5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений (вычислений) массы нетто сырой нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти в режиме работы системы в качестве СИКНС приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Содержание воды в сырой нефти,
объемная доля, % | Пределы допускаемой относительной погрешности, % | | от 0 до 5 | ±0,35 | | от 5 до 10 | ±0,4 | | от 10 до 20 | ±1,5 | | от 20 до 50 | ±2,5 | | от 50 до 70 | ±5,0 | | от 70 до 85 | ±15,0 |
| Количество входов для подключения скважин | от 1 до 14 | | Измеряемая среда продукция нефтяных и газоконденсатных скважин | | Рабочие условия измерений (измеряемая среда): | | | - избыточное рабочее давление, МПа (кгс/см2) | от 0,2 до 16 (от 2,04 до 163,2) | | - температура, °С | от минус 10 до плюс 120 | | - плотность сырой нефти, кг/м3 | от 680 до 1300 | | - максимальное значение газового фактора
(приведенного к стандартным условиям), м3/т | от 10 до 25000 | | - обводненность сырой нефти, %, не более | 98 | | Рабочие условия измерений (окружающая среда): | | | - температура, ºС | от минус 45 до плюс 60 | | - относительная влажность, % | от 30 до 90 | | - атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 | | Напряжение питания, В | 380; 220 | | Частота напряжения электропитания, Гц | 50±1 | | Потребляемая мощность, кВ(А, не более | 100 | | Габаритные размеры БТ, мм
Габаритные размеры БК, мм | 12000 х 2500 х 2900
3000 х 2500 х 2900 | | Масса БТ, кг
Масса БА, кг | 20000
3000 | | Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 80000 | | Средний срок службы, лет | 10 |
|
| Комплектность | | 1 Система измерительная блочно-модульная «Крон» | 1 шт. | | 2 Эксплуатационная документация | 1 компл. | | 3 Методика поверки МЦКЛ.0190.МП | 1 экз. | | 4 Комплект ЗИП | 1 компл. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МЦКЛ.0190.МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерительные блочно-модульные «Крон». Методика поверки», утвержденному ЗАО КИП «МЦЭ» 24.03.2016 г.
Основные средства поверки:
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- установка поверочная УПР-АТ (Госреестр № 50508-12);
- другие эталонные и вспомогательные средства измерений в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установки.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системам измерительным блочно-модульным «Крон»
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 3667-034-95959685-2015 «Системы измерительные блочно-модульные «Крон» Технические условия»
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Аргоси Аналитика»
(ООО «Аргоси Аналитика»)
ИНН 770260613
Адрес: 107113, Россия, г. Москва, ул. Сокольнический Вал, д. 6, корп. 1
Тел.: (495) 544-11-35, факс: (495) 544-11-36
Е-mail: moscow@argosy-tech.ru
|
| Испытательный центр | Закрытое акционерное общество Консалтинго-инжиниринговое предприятие «Метрологический центр энергоресурсов» (ЗАО КИП «МЦЭ»)
Адрес: 125424, РФ, г. Москва, Волоколамское шоссе, 88, стр. 8
Тел: (495) 491 78 12, (495) 491 86 55
Е-mail:sittek@mail.ru, kip-mce@nm.ru
Аттестат аккредитации ЗАО КИП «МЦЭ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311313 от 01.05.2015 г.
|
