Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55338-13
Производитель / заявитель: ООО "НПП "ГКС", г.Казань
Поставщик:
Нет данных
Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55338-13: Описание типа СИ Скачать 78.6 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55338-13
Наименование Системы измерения нефти и газа
Модель ГЗУ ГКС
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке НА.ГНМЦ.0028-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата 28.10.2018
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C
Дата протокола Приказ 1223 п. 45 от 28.10.2013
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ГКС", г.Казань

 Россия 

Назначение

Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС предназначены для измерения массового расхода, массы и влагосодержания сырой нефти, объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа.

Описание

Принцип действия систем измерения нефти и газа ГЗУ ГКС основан на разделении в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из испытуемой скважины, на сырую нефть и попутный нефтяной газ и измерении массового расхода, массы и влагосодержания сырой нефти, объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа.

Подключение испытуемой скважины к системе измерения ГЗУ ГКС осуществляется при помощи переключателя скважин многоходового. Продукция остальных скважин в это время направляется сразу в общий трубопровод и далее в выходной коллектор.

Массовый расход и масса сырой нефти измеряются при помощи счетчика-расходомера массового MicroMotion модификация F (номер Госреестра 45115-10).

Объемный расход и объём попутного нефтяного газа измеряются при помощи расходомера-счетчика вихревого объемного YEWFLO DY (номер Госреестра 17675-09) (модификация ГЗУ ГКС B) или счетчика-расходомера массового MicroMotion модификации F (номер Госреестра 45115-10) (модификация ГЗУ ГКС A).

Влагосодержание сырой нефти измеряется при помощи влагомера поточного Phase Dynamics модели F (номер Госреестра 46359-11) или измерителя обводненности Red Eye модели Red Eye 2G, Red Eye Multiphase (номер Госреестра 47355-11).

Управление технологическим процессом производится с помощью электромагнитных клапанов. В период нахождения газожидкостной смеси в сепараторе, из нее выделяется попутный нефтяной газ, который выходит из сепаратора и измеряется расходомером, далее он поступает в общий трубопровод. Одновременно в сепараторе, где установлены два сигнализатора уровня, происходит накопление сырой нефти.

При срабатывании сигнализатора верхнего уровня, свидетельствующего о достижении необходимого уровня жидкости в сепараторе, процесс откачки попутного нефтяного газа из сепаратора и его учет временно приостанавливаются. Газожидкостная смесь продолжает подаваться в сепаратор, что приводит к росту давления в нем.

При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах от 0,08 до 0,12 МПа, запорный клапан на выходной линии открывается, сырая нефть под избыточным давлением выдавливается из сепаратора и через массовый расходомер поступает в общий трубопровод. При достижении перепада давления в пределах от 0,02 до 0,03 МПа или при срабатывании сигнализатора минимального уровня возобновляется процесс откачки попутного нефтяного газа из сепаратора и его учет.

Информация о параметрах состояния газожидкостной смеси подается в контроллер, посредством которого производится контроль технологического процесса, вычисление и выдача данных о массовом расходе, массе и влагосодержании сырой нефти, объёмном расходе и объёме попутного нефтяного газа.

Система выпускается в двух модификациях: ГЗУ ГКС модификации «А» и ГЗУ ГКС модификации «В». Данные модификации отличаются средствами измерения, применяемыми для измерения объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа и влагосодержания. В ГЗУ ГКС модификации «А» применяется счетчик-расходомер

Лист № 2 Всего листов 5

массовый Micro Motion модификации F, в ГЗУ ГКС модификации «В» - расходомер-счетчик вихревойYEWFLODY.

По взрывопожарной и пожарной опасности блок-бокс технологический относится к помещениям с производствами категории А, помещение блок-бокса аппаратного -категории Д по СП12.13130-2009.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блок-бокса технологического - В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ-2002).

Категория и группа взрывоопасной смеси IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.0-99.

Таблица 1 - Средства измерений, устанавливаемые в системы измерения нефти и газа

ГЗУ ГКС

Номер Г осреестра

Тип СИ

Преобразователи расхода попутного нефтяного газ

17675-09

Расходомер-счетчик вихревой объемный YEWFLODY (модификация ГЗУ ГКС B)

45115-10

Счетчик-расходомер массовый MicroMotion. Мод. F (модификация ГЗУ ГКС А)

Преобразователи расхода жидкости

45115-10

Счетчик-расходомер массовый MicroMotion (модификация F)

Влагомер

46359-11

Влагомер поточный Phase Dynamics модели F

47355-11

Измеритель обводненности Red Eye модели Red Eye 2G, Red Eye Multiphase.

Контроллер

16856-08

Контроллеры на основе измерительных модулей (SCADAPack (контроллер) и 5000 (модули))

Датчики давления

28456-09

Преобразователи давления измерительные EJX530A, фирмы Yokogawa Electric Corporatiоn

Датчики температуры

21968-11

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ Метран-270,

Средства измерения показывающие

26803-11

Манометры показывающие для точных измерений МПТИ

32776-06

Термометры биметаллические показывающие

Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС включают в себя блок-бокс технологический, блок-бокс аппаратный.

В состав блок-бокса технологического входят:

-    блок переключателя;

-    блок измерительный;

-    блок дозирования реагентов (опционально).

Программное обеспечение

Программное обеспечение является встроенным. Преобразование измеряемых величин и обработка измерительных данных выполняется с использованием внутренних аппаратных и программных средств. Программное обеспечение хранится в энергонезависимой памяти. Программная среда постоянна, отсутствуют средства и пользовательский интерфейс для считывания, программирования и изменения программного обеспечения.

Всё программное обеспечение является метрологически значимым.

Лист № 3 Всего листов 5

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения систем измерения нефти и газа ГЗУ ГКС

Идентификацион-ное

наименование

программного

обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

ГЗУ-ГКС

1.0

4531

CRC16

Защита программного обеспечения от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «С» - метрологически значимая часть ПО систем и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

Технические характеристики

Диапазон измеряемого массового расхода сырой нефти и объемного расхода попутного нефтяного газа определяется типоразмером применяемых преобразователей расхода

Измеряемая среда    продукция нефтяных скважин (газожидкостная смесь)

Количество входов для подключения скважин    от 1 до 14

Избыточное давление, МПа, не более    10

Температура рабочей среды, оС    от минус 10 до 90

Кинематическая вязкость сырой нефти, м2/с    от 110-6 до 15010-6

Плотность сырой нефти, кг/м3    от 680 до 1100

Массовый расход сырой нефти, т/сут    от 4 до 400

Объемный расход попутного нефтяного газа в нормальных условиях, м3/сут

от 5 до 225000 от 10 до 25000 100 2

Значение газового фактора в нормальных условиях, м3/т Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более Содержание сероводорода, %, не более Пределы допускаемой относительной погрешности систем, %, не более, при измерении:

-    массы и массового расхода сырой нефти

± 2,5

-    массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

1)    до 70 %

± 6 ± 15 ± 25 ± 40 ± 5 380+_ЗВ

-57

50±1

в зависимости от типоразмера и варианта исполнения

10

100000

2)    от 70 до 95 %

3)    от 95 до 97 %

4)    от 97 до 98 %

-    объема и объемного расхода попутного нефтяного газа

Напряжение электропитания, В Частота напряжения электропитания, Гц Габаритные размеры и масса блоков

Срок службы, лет не менее

Средняя наработка на отказ, ч, не менее

Условия эксплуатации:

-    температура окружающего воздуха, оС

от минус 60 до 50 до 100

-    относительная влажность окружающей среды, %

Знак утверждения типа

наносят на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи блок-бокса технологического и аппаратного, методом фотохимического травления или аппликацией, а также типографическим или иным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта.

Комплектность

Блок-бокс технический

1 шт.

Блок-бокс аппаратный

1 шт.

Комплект ЗИП

1 компл.

Руководство по эксплуатации

1 экз.

Паспорт

1 экз.

Методика поверки

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0028-13 МП «Инструкция. ГСИ. Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань в 2013 г.

Перечень эталонов применяемых при поверке:

1.    Установка поверочная массоизмерительная с пределами допускаемой относительной погрешности, не более:

-    измерений массы и массового расхода жидкости ± 0,15%;

-    измерений объема и объемного расхода газа ± 1,5%.

2.    Термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08).

3.    Термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06).

4.    Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08)

5.    Комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти. Установки поверочные дистилляционные (Госреестр № 10496-86);

6.    Установка для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002). Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объема нефтяного газа. Методика измерений системой измерений нефти и газа ГЗУ ГКС», аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 28.05.2013 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам измерения нефти и газа ГЗУ ГКС:

1.    ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

2.    Техническая документация фирмы ООО «Научно-производственное предприятие «ГКС».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также