Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П
| Номер в ГРСИ РФ: | 61294-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| 61294-15: Описание типа СИ | Скачать | 136.1 КБ |
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П (далее - установки) предназначены для измерений количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61294-15 |
| Наименование | Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа |
| Модель | УИСН-П |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 11.08.2020 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва; ООО "Системы Нефть и Газ", г.Щелково, Московская обл.; ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод", г.Домодедово, Московская обл.
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 3 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 05.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 61294-15: Описание типа СИ | Скачать | 136.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П (далее - установки) предназначены для измерений количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа.
Описание
Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью объемных расходомеров газа. Содержание объемной доли воды в сепарированной жидкости измеряется поточным преобразователем влагосодержания или вычисляется по результатам измерений плотностей сырой нефти, воды и обезвоженной нефти. Остаточное газосодержание нефти после сепарации оценивается по специальному алгоритму, приведенному в методике измерений и реализованному в программном обеспечении установки. После измерений сырая нефть и нефтяной газ попадают в смеситель и, далее, в нефтесборный коллектор.
Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин.
Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом (далее - ИВК), размещенных в едином блок-боксе. Установки устанавливаются на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобильного прицепа.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
- сепарацию продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;
- непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;
- непрерывное автоматическое измерение плотности сырой нефти поточными преобразователями плотности или счетчиками-расходомерами массовыми;
- непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным преобразователем влагосодержания или вычисление содержания объемной доли воды по результатам измерения плотностей сырой нефти, пластовой воды и нефти;
- непрерывное автоматическое измерение объема сепарированного свободного нефтяного газа объемным расходомером свободного нефтяного газа;
- непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа на входе и выходе установки датчиками давления и температуры;
- визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и термометрами на входе и выходе установки и газовом сепараторе;
- отбор в дискретно-непрерывном режиме жидкости автоматическим пробоотборником (дополнительная опция);
- периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;
- автоматическое измерение и регулирование уровня жидкости в сепараторе;
- вычисление массы нефти без учета воды;
- вычисление дебита нефтедобывающей скважины по жидкости, сырой нефти без учета воды, газу и воде;
- отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;
- регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного года;
- создание и ведение электронного журнала событий;
- защита программного обеспечения установки от несанкционированного доступа системой паролей.
О бщий вид установки представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид Установки
Пломбирование и защита от несанкционированного доступа показано на рис. 2
Рисунок 2 - Пломбирование шкафа с измерительно-вычислительным комплексом
Установки выпускаются в различных модификациях, отличающихся диапазонами измерений расхода жидкости и газа, приведенного к стандартным условиям, но имеющие одинаковые метрологические характеристики. Сведения о модификациях установок представлены в таблице 1. Установки на предельное рабочее давление до 4,0 МПа обозначены как УИСН-П-Х. Установки на предельное рабочее давление до 6,3 МПа обозначены как УИСН-П-Х-6,3, где Х -суточный дебит жидкости, т/сут.
Таблица 1 - Модификации установок
|
Модели установок |
Диапазон расхода жидкости, т/ч (т/сут) |
Диапазон расхода газа при рабочих условиях, м3/ч |
Средства измерения расхода среды | |
|
жидкость |
газ | |||
|
УИСН-П-100 |
от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100) |
от 1 до 50 |
счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода CFSIO, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51, счётчик-расходомер массовый Элмет-ро-Фломак |
счетчик газа ультразвуковой СГУ (ДРУ); счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС; расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300; счетчик газа КТМ600 РУС |
|
от 4 до 125 | ||||
|
от 10 до 400 | ||||
|
от 20 до 650 | ||||
|
УИСН-П-1006,3 |
от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100) |
от 1 до 50 | ||
|
от 4 до 125 | ||||
|
от 10 до 400 | ||||
|
от 20 до 650 | ||||
|
УИСН-П-400 |
от 0,075 до 16,67 (от 1,8 до 400) от 0,075 до 20,833 (от 1,8 до 500) |
от 1 до 200 | ||
|
от 4 до 350 | ||||
|
от 40 до 1600 | ||||
|
от 62,5 до 2500 | ||||
|
УИСН-П-4006,3 |
от 0,075 до 16,67 (от 1,8 до 400) |
от 1 до 200 | ||
|
от 4 до 350 | ||||
|
УИСН-П-4006,3 |
от 0,075 до 16,67 (от 1,8 до 400) |
от 40 до 1600 | ||
|
от 62,5 до 2500 | ||||
|
Окончание таблицы 1 |
- Модификации установок | |||
|
Модели установок |
Диапазон расхода жидкости, т/ч (т/сут) |
Диапазон расхода газа при рабочих условиях, м3/ч |
Средства измерения |
расхода среды |
|
жидкость |
газ | |||
|
УИСН- П-1500 |
от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500) |
от 40 до 1600 |
счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода CFSIO, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51, счётчик-расходомер массовый Элметро-Фломак |
счетчик газа ультразвуковой СГУ (ДРУ); счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС; расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300; счетчик газа КТМ600 РУС |
|
от 250 до 6300 | ||||
|
от 250 до 9500 | ||||
|
УИСН-П15006,3 |
от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500) |
от 40 до 1600 | ||
|
от 250 до 6300 | ||||
|
от 250 до 9500 | ||||
Перечень всех средств измерений, которыми могут быть комплектованы установки,
представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень СИ, используемых в установках
|
п/п |
Наименование СИ |
|
1 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF с измерительным преобразователем 2700 |
|
2 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F с измерительным преобразователем 2700 |
|
3 |
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 83 |
|
4 |
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 83 |
|
5 |
Расходомер массовый I/А Series с преобразователями расхода CFS10, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51 |
|
6 |
Влагомер поточный модели ПВН-615.001 (модификации «С») |
|
7 |
Влагомер сырой нефти ВСН-2 |
|
8 |
Влагомер поточный модели F |
|
9 |
Влагомер сырой нефти ВОЕСН |
|
10 |
Влагомер поточный RED EYE модели RedEye 2G |
|
11 |
Влагомер поточный RED EYE модели Multiphase |
|
12 |
Датчик давления Метран-100 |
|
13 |
Датчик давления Метран-150 |
|
14 |
Датчики давления Метран-75 |
|
15 |
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран 2700 |
|
16 |
Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200 |
|
17 |
Преобразователь измерительный 644 |
|
18 |
Преобразователи измерительные АТТ2100 |
|
19 |
Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410 |
|
п/п |
Наименование СИ |
|
20 |
Манометр для точных измерений МТИ |
|
21 |
Термометр стеклянный ртутный лабораторный ТЛ-4 № 1 |
|
22 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
|
23 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 |
|
24 |
Уровнемер OPTIFLEX 1300C |
|
25 |
Уровнемер контактный микроволновый VEGAFLEX 61 |
|
26 |
Счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011 |
|
27 |
Расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС |
|
28 |
Расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG |
|
29 |
Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7845 |
|
30 |
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300 |
|
31 |
Счетчик газа КТМ600 РУС |
|
32 |
Дифманометр сильфонный показывающий ДСП-160 |
|
33 |
Счетчики газа ультразвуковые СГУ (ДРУ) |
|
34 |
Счетчик-расходомер массовый Элметро -Фломак |
|
35 |
Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 |
|
36 |
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок выполняет следующие функции:
- вычисление параметров массы, объема, расхода, температуры, давления, плотности, коэффициентов среды;
- обмен данными с контроллером УСО;
- преобразование параметров входных электрических сигналов в значения величин;
- контроль значений величин;
- представление учетной информации в виде отчетов (оперативный, сменный, суточный, на партию жидкости);
- создание и ведение архивов учетной информации;
- создание и ведение журналов событий;
- определение контрольной суммы CRC32 исполняемого файла программы;
- защита от несанкционированного доступа системой паролей;
- управление автоматическим пробоотборником;
- автоматическое и ручное дистанционное управление приводами регуляторов расхода.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
0458.01.02 |
УИСН-П |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
0458.01.02 |
0795.01.02 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
4A29C4AA |
106E2F03 |
Защита программного обеспечения установок от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по 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 ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Технические характеристики
Метрологические характеристики установок приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Метрологические характеристики установок
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении: - массы сырой нефти, % |
±2,5 |
|
- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти до 70 % в объемных долях, % |
±6,0 |
|
- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти от 70 % до 95 % в объемных долях, % |
±15,0 |
|
- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти свыше 95 % в объемных долях, % |
не нормируется |
|
- объема свободного нефтяного газа, % |
±5,0 |
Технические характеристики установок приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Технические характеристики установок.
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
сырая нефть и свободный нефтяной газ |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) |
от 0,008 до 62,5* (от 0,2 до 1500)* |
|
Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч (м3/сут) |
от 1 до 9500* (от 24 до 228000)* |
|
Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть): - диапазон рабочей температуры, оС - давление рабочей среды, МПа, не более - диапазон объемной доли воды в сырой нефти, % - диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 - содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более - кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт, не более - массовая доля сероводорода, % объемные доли, не более - содержание парафинов, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от -10 до +85* 10* от 0 до 100* от 785,0 до 1200* 0,5* 150(800)* 2 (6)* 6,0* 310000 |
|
Параметры электрического питания: - род тока - напряжение, В - частота, Гц - потребляемая мощность, кВт, не более |
переменный 380-37 50,0 ± 1,0 20 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в аппаратном и технологическом отсеках, оС - относительная влажность окружающего воздуха при температуре 15 °С, %, не более - рабочий диапазон атмосферного давления, кПа |
от 15 до 25 96 от 84 до 106,7 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Габаритные размеры, мм, не более: | |
|
- длина |
8500 |
|
- ширина |
2600 |
|
- высота |
3990 |
|
Масса, кг, не более |
12 000 |
|
Срок службы, лет |
10 |
|
Средняя наработка на отказ по функции измерения количества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее |
12000 |
|
* Определяется комплектацией УИСН-П | |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной графики и на паспортную табличку методом офсетной печати.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений.
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка для измерений количества сырой нефти и свободного нефтяного газа УИСН-П |
1 шт. | |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
1 экз. | |
|
Руководство оператора | ||
|
Паспорт | ||
|
Методика поверки |
МП 0221-9-2015 |
1 экз. |
|
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 0221-9-2015 «ГСИ. Инструкция. Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 марта 2015 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ-195-2011 (далее ГЭТ - 195), диапазон воспроизведения:
массового расхода газожидкостной смеси (далее - ГЖС) от 2 до 110 т/ч;
объемного расхода газа, приведенного к стандартным усло- от 0,1 до 250,0 м3/ч;
виям
расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения:
массового расхода ГЖС 0,46 %;
объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 0,38 %.
- Рабочий эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 в диапазоне массового расхода жидкости от 0,02 т/ч до 27,00 т/ч и объемного расхода газа от 0,4 м3/ч до 700 м3/ч.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений установками передвижными для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/2009-15 от 9 февраля 2015 г., зарегистрирована в ФР под № ФР.1.29.2015.21153).
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Дебит скважин по нефти и попутному нефтяному газу. Методика измерений установками передвижными для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/10109-17 от 13 июля 2017 г., зарегистрирована в ФР под № ФР.1.29.2017.27983).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-0458-97243614-2010 Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П
Смотрите также
