61294-15: УИСН-П Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа - Производители, поставщики и поверители

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
Скачать
61294-15: Описание типа СИ Скачать 136.1 КБ
Нет данных о поставщике
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

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

61293-15
СГСМ-1,6 "Астра" Счетчики газа
ОАО "Электроприбор", г.Воронеж
Счетчики газа СГСМ-1,6 «Астра» (далее - счетчики) предназначены для измерения объема неагрессивного неоднородного по химическому составу природного газа по ГОСТ 5542-87.
61292-15
НьюТон Весы вагонные
ЗАО "Кемек инжиниринг", г.Москва
Весы вагонные «НьюТон» (далее - весы) предназначены для измерений массы порожних и груженых железнодорожных вагонов (включая цистерны), вагонеток, составов из них и специализированных рельсовых транспортных средств (далее - вагонов) путем:
61291-15
CA, CE Акселерометры
Фирма "Meggitt SA", Швейцария
Акселерометры СА, СЕ (далее акселерометры) предназначены для измерения виброускорения.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти "СИКН-25-РК-А002 НПС "Кропоткинская" (далее - система) предназначена для автоматизированных динамических измерений массы и показателей качества нефти на НПС "Кропоткинская".
Мерник металлический эталонный 1-го разряда SERIES «М» предназначен для измерений объема жидкости, хранения и передачи единицы объема жидкости.