Установка измерительная нефти и нефтяного газа
| Номер в ГРСИ РФ: | 67384-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67384-17 |
| Наименование | Установка измерительная нефти и нефтяного газа |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 005 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 67384-17: Описание типа СИ | Скачать | 86.2 КБ | |
| 67384-17: Методика поверки МП 0561-9-2016 | Скачать | 953.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.
Описание
Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующем измерении массы сырой нефти и объема попутного нефтяного газа.
Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений с применением СРМ и результатов измерений плотности попутного нефтяного газа. Приведение измеренного объема и плотности попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки.
Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в СОИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;
- в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в СОИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.
Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.
Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды используются показывающие средства измерений температуры.
С ОИ установки реализована на основе системы управления модульной B&R X20. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.
Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ) приведен в таблице 1
Таблица 1
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер в в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа: | |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМ 300; F 200) |
45115-16 |
|
Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*: | |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100) |
24604-12 |
|
Влагомеры поточные L и F (мод. F) |
56767-14 |
|
Влагомеры сырой нефти ВОЕСН |
32180-11 |
|
Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G) |
47355-11 |
|
Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления: | |
|
Датчики избыточного давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Манометры показывающие МПА-Кс |
50119-12 |
|
Средства измерений и показывающие средства измерений температуры: | |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 |
38548-13 |
|
Система сбора и обработки информации: | |
|
Системы управления модульные B&R X20 |
57232-14 |
|
* Опционально, при установке влагомера. | |
Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
AgzuIMS-C |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.71.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
- |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой
среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут |
250 |
|
Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т |
2000 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при из массы сырой нефти массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % включ. - при содержании объемной доли воды от св. 70 до 95 % включ. - при содержании объемной доли воды св. 95 % объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям |
мерении:* ±2,5 ±6,0 ±15,0 устанавливается в методике измерений ±5,0 |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более |
98 |
|
Диапазон рабочего избыточного давления, МПа |
от 1,2 до 10,0 |
|
Диапазон температуры рабочей среды, оС |
от -5 до +20 |
|
Диапазон кинематическойвязкости нефти при +20 °С, сСт |
от 1 до 150 |
|
Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 |
от 690 до 1100 |
|
Диапазон плотности нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м3 |
от 690 до 860 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3, не более |
1407 |
|
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Максимальное количество подключаемых скважин |
6 |
|
Режим работы |
Постоянный /периодический |
|
Условия эксплуатации: -температура в помещениях измерительной установки оС, не ниже |
+5 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22, 380±38 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ •А, не более |
50 |
|
Средний срок службы, лет |
15 |
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка, заводской номер 005 |
1 шт. | |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
0801.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0561-9-2017 |
1 экз. |
|
Паспорт |
0801.00.00.000 ПС |
1 экз. |
|
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 0561-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03 ноября 2016 г.
Основные средства поверки:
Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/15109-16 от 12 декабря 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
Техническая документация изготовителя
Смотрите также
