Установки измерительные МАССА (далее — установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, а также объемного расхода и объема свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным условиям.
Установки измерительные МАССА (далее — установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, а также объемного расхода и объема свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным условиям.
Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси на жидкость и нефтяной газ, измерении массы скважинной жидкости и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) свободного попутного нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.
Нефтегазоводяная смесь поступает на узел переключения, где автоматически с помощью переключателя скважины многоходового (ПСМ) или вручную выбирается скважина, на которой осуществляются измерения. Продукция с остальных скважин через байпасную линию направляется в общий выходной коллектор. Продукция измеряемой скважины поступает в сепаратор, где она разделяется на жидкость и газ. Газ из верхней части сепаратора через трубопровод, оснащенный расходомером и секущей задвижкой с автоматическим приводом, уходит в общий коллектор. Жидкость стекает в нижнюю часть сепаратора, откуда через другой трубопровод, также оснащенный расходомером и секущей задвижкой с автоматическим приводом, уходит в общий коллектор.
По мере роста уровня жидкости регулятор расхода на газовой линии закрывается, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к возрастанию перепада давления между полостями сепаратора и коллектором.
При достижении перепада давления, достаточного для слива жидкости из сепарационной емкости, открывается запорное устройство на жидкостной линии, жидкость начинает поступать в коллектор и ее уровень в сепараторе стабилизируется.
В момент открытия запорного устройства на жидкостной линии, в систему управления и обработки информации (далее — СУОИ) начинает поступать сигнал от средства измерений массового расхода жидкости, включается таймер отсчета времени, начинается процесс измерений массового расхода и массы жидкости.
По мере слива жидкости из сепаратора, уровень ее падает и давление в сепараторе постепенно уменьшается.
В момент закрытия запорного устройства на жидкостной линии отсчет массового расхода жидкости прекращается, но счет времени продолжается до следующего открытия запорного устройства. Полученное значение времени измерения фиксируется в памяти СУОИ.
Таким же образом производятся измерения объемного расхода газа.
Конструктивно установки состоят из блока технологического (далее — БТ) и блока автоматики (далее — БА).
БТ выполнен в виде утепленного помещения и используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем технологического оборудования и средств измерений, входящих в состав установки.
В состав установок входят следующие средства измерений утвержденного типа:
— счетчики — расходомеры массовые Micro Motion (модификации DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG050, H, LF), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее — рег. №) 45115-10;
— счетчики — расходомеры массовые Micro Motion, рег. № 45115-16;
— расходомеры массовые Promass 100, Promass 200, рег. № 57484-14;
— расходомеры массовые Promass, рег. № 15201-11;
— счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» (рег. № 77657-20);
— влагомеры сырой нефти ВСН-2 (рег. № 24604-12);
Вспомогательные устройства и средства измерений:
— средства измерений температуры и давления;
— запорная и запорно-регулирующая арматура (клапаны, заслонки, регуляторы расхода и др.);
— система технологических трубопроводов;
— система отопления и вентиляции;
— сепаратор, служащий для отделения газа от жидкости, оснащенный системой управления сливом жидкости из сепарационной емкости механического типа (поплавок, газовая заслонка или регулятор расхода), электронного типа (датчик гидростатического давления, клапаны с электроприводами на жидкостной и газовой замерных линиях), или совмещенного типа.
Сепаратор выполнен в виде двух горизонтальных, расположенных один над другим цилиндрических сосудов.
Для некоторых типоразмеров установок применяется вертикальный нефтегазовый сепаратор, оборудование и работа которого идентичен описанному.
При подаче на вход установки продукции нефтяной скважины обеспечивается либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в сепараторе постоянного уровня.
Допускается применение следующих средств измерений, находящихся на хранении/ в резерве:
— счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (рег. № 42953-15);
— счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (рег. № 47266-16).
БА выполнен в виде утепленного помещения, внутри которого размещены СУОИ и силовой шкаф, а также смонтированы вторичные приборы пожарной сигнализации и сигнализации загазованности. Для поддержания необходимой положительной температуры в помещении установлен обогреватель. БА используется для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования.
СУОИ выполняется на базе следующих контроллеров утвержденного типа:
— контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 (регистрационный № 50107-12).
На рисунке 1 приведена фотография внешнего вида установки и место расположения маркировочной таблички.
Маркировочная табличка
Рисунок 1 — Внешний вид установки
Структура условных обозначений установки:
| Установка измерительная МАССА | 02 | 40 | от 1 до 6 | 800, | П, З |
| Обозначение установки с контроллером SCADAPack | 1000, 1200 | ||||
| Максимальное рабочее давление, кгс/см2 | |||||
| Количество подключаемых скважин, шт. | |||||
Максимальное значение среднесуточного массового расхода жидкости, т/сут
Исполнение узла переключения скважин
К установкам данного типа относятся следующие установки измерительные МАССА: — установка измерительная МАССА-02 40-3-800-П, зав. № 349;
— установка измерительная МАССА-02 40-4-1200-П, зав. №№ 350, 351, 353;
— установка измерительная МАССА-02 40-3-1200-П, зав. №№ 352, 356, 357, 358, 360;
— установка измерительная МАССА-02 40-3-1000-П, зав. № 354;
— установка измерительная МАССА-02 40-5-1000-П, зав. № 355;
— установка измерительная МАССА-02 40-4-800-П, зав. № 359;
— установка измерительная МАССА-02 40-5-800-П, зав. № 361;
— установка измерительная МАССА-02 40-2-1200-П, зав. № 362;
— установка измерительная МАССА-02 40-6-800-П, зав. № 363;
— установка измерительная МАССА-02 40-2-800-П, зав. № 364;
— установка измерительная МАССА-02 40-1-800-3, зав. № 365.
Заводской номер установки нанесен на маркировочную табличку, закрепленную на блоке установки, лазерной гравировкой. Формат нанесения заводского номера — цифровой. Нанесение знака поверки на установку не предусмотрено.
Пломбирование установки не предусмотрено.
Программное обеспечение (далее — ПО) установок обеспечивает реализацию функций установок.
Уровень защита программного обеспечения (далее — ПО) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 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.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Система измерения количества нефти и газа ОАО «Завод «Нефтегазмаш» |
| Номер версии (идентификационный номер ПО): — зав. №№ 349, 350, 352, 354, 356, 358, 359, 360, 361, 362, 363, 365
— зав. №№351, 353, 355, 357, 364 |
240.215
011.214 |
Метрологические и основные технические характеристики установок, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2,3. Показатели надежности установок приведены в таблице 4.
Таблица 2 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода жидкости, т/сут | от 4 до 1200 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут | от 5 до 600000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений: а) массы и массового расхода скважинной жидкости, % б) массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, при содержании воды (в объемных долях): — до 70%
— свыше 70% до 95% — свыше 95% в) объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
±2,5
±6 ±15 не нормируется ± 5 |
Таблица 3 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры |
| Рабочая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Температура измеряемой среды, °С | от +5 до +70 |
| Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более | 4 (40) |
| Плотность жидкости, кг/м3 | от 680 до 1100 |
| Максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях, газовый фактор, м3/т, не более | 150 |
| Объемная доля воды в жидкости, %, не более | 98 |
| Напряжение питания от сети переменного тока, В | +38 +22
380 -57; 220 -33 |
| Частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 10 |
| Количество подключаемых на замер скважин | от 1 до 6 |
| Условия эксплуатации:
— температура окружающего воздуха, °С — температура внутри блоков, °С — относительная влажность окружающего воздуха, %, не более — относительная влажность внутри блоков, % — атмосферное давление, кПа |
от -60 до +40 от +5 до +35 98
от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
| Габаритные размеры (ДхШхВ), мм, не более — БТ — БА | 10000x3250x3500 3200x3200x3500 |
| Масса установки, кг, не более — БТ
— БА |
16000
2000 |
Таблица 4 — Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 30000 |
наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички БТ и БА — методом лазерной гравировки.
Комплектность установок приведена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность установок
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная МАССА | — | 1 шт. |
| Установки измерительные МАССА. Руководство по эксплуатации | КМРН 611.136.001РЭ | 1 экз. |
| Установки измерительные МАССА. Паспорт | КМРН 611.136.001ПС1 | 1 экз. |
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных МАССА», утвержденном ВНИИР — филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» (свидетельство об аттестации № RA.RU/313391/7709-24 от 13.09.2024).
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, п. 6.2.1, п. 6.5).
