Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин
| Номер в ГРСИ РФ: | 64909-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Акционерная Компания ОЗНА", г.Октябрьский |
Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин (далее - ПКИОС) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти без учета воды, массе нетто нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации продукции с последующей утилизацией попутного газа на факеле и сбросом сырой нефти в нефтесборную систему месторождения, либо в собственную автономную систему сбора нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64909-16 |
| Наименование | Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 07.09.2021 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 64909-16: Описание типа СИ | Скачать | 116.9 КБ | |
| 64909-16: Методика поверки МП 0429-09-2016 | Скачать | 417.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин (далее - ПКИОС) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти без учета воды, массе нетто нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации продукции с последующей утилизацией попутного газа на факеле и сбросом сырой нефти в нефтесборную систему месторождения, либо в собственную автономную систему сбора нефти.
Описание
Принцип действия ПКИОС основан на двухступенчатой сепарации нефтегазоводяной смеси и последующем измерении количества и параметров сепарированных сред. Продукция скважины по трубопроводу, подключенному к комплексу, поступает в однокамерный горизонтальный сепаратор внутренним объемом не менее 6,3 м3, который разделяет газожидкостную смесь на газ и сырую нефть. Жидкость поступает в нижнюю часть сепаратора и накапливается в нем до заданного регулируемого уровня. Заданный уровень жидкости в сепараторе поддерживается посредством клапана запорно-регулирующий
с электроприводом, на который со шкафа управления поступают управляющие сигналы. Текущее значение уровня жидкости в сепараторе передается в шкаф управления с установленного на емкости преобразователя уровня. Верхний и нижний предельные уровни жидкости в сепараторе контролируются при помощи сигнализаторов уровня.
Сырая нефть поступает в жидкостную измерительную линию. Газ, отделившийся в сепараторе, попадает в газовую измерительную линию. В газовой линии после средств измерений установлен регулятор давления «до себя», который служит для поддержания в сепараторе оптимального для качественной сепарации давления.
Измеренная жидкость по межблочным трубопроводам отводится в калиброванную накопительную емкость объемом не менее 25 м3, где происходит накопление сырой нефти и выделение растворенного газа. По мере наполнения накопительная емкость опорожняется в автоцистерны. Объём жидкости, выдаваемой в автоцистерны, задаётся оператором и контролируется установленным на накопительной емкости преобразователем уровня с пересчетом по калибровочной таблице в зависимости от высоты столба жидкости. Выделившийся в калиброванной емкости газ отводится на факельную установку.
ПКИОС состоит из:
- блок сепарационно-измерительный (БСИ);
- блок накопительной емкости (БНЕ);
- блок факельного хозяйства (БФХ);
- блок операторный (БО);
- комплекта межблочных трубопроводов.
БСИ представляет собой утепленный блок-бокс с системами жизнеобеспечения и безопасности, установленный на шасси.
В БСИ установлены:
- емкость сепарационная вместимостью не менее 6,3 м3;
- измерительные линии расходов газа и жидкости;
- запорная и предохранительная арматура;
- трубопроводная обвязка.
Емкость сепарационная оборудована следующими средствами измерений (далее -СИ):
- измерительный преобразователь давления с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5%;
- манометр показывающий с диапазоном измерений от 0 до 6,0 (60) МПа (кгс/см2), Кт 1,5;
- термометр стеклянный показывающий с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±2°С;
- измерительный преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до +100 С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- датчик уровня поплавковый или волноводный с длиной чувствительного элемента не менее 1,5 м;
- сигнализаторы уровня в количестве 2 штук.
В жидкостной измерительной линии БСИ могут быть установлены:
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), применяется опционально при измерении объемного влагосодержания с помощью влагомера);
- счетчики-расходомеры массовые ЭМИС - МАСС 260 (регистрационный номер 42953-15), счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный номер 45115-16), расходомеры массовые Promass (регистрационный номер 57484-14 и 15201-11).
В газовой измерительной линии БСИ установлены:
- преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)»
(регистрационный номер 42775-14);
- измерительный преобразователь температуры, с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,0 (60) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности,
не более ±0,5%;
- регулятор давления прямого действия «до себя» РД 520.
БНЕ представляет собой установленную на шасси калиброванную емкость вместимостью не менее 25 м3 с контрольно-измерительными приборами, запорной арматурой, трубной обвязкой и измерительной газовой линией. Площадка БНЕ оборудована освещением, пожарными извещателями, газоанализаторами.
Калиброванная емкость БНЕ оснащена следующими СИ:
- манометр показывающий с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2), Кт 1,5;
- измерительный преобразователь температуры, с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5%;
- термометр стеклянный показывающий с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±2°С;
- датчик уровня поплавковый или волноводный с длиной чувствительного элемента не менее 2 м;
- сигнализаторы уровня в количестве 2 штуки.
В измерительной газовой линии БНЕ установлены:
- преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (регистрационный номер 42775-14);
- измерительный преобразователь температуры, с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5%.
БФХ является законченным изделием заводского исполнения, изготавливаемого по ТУ 3667-002-15301121-2012, и представляет собой вертикальную факельную установку с запорной арматурой, блоком регулирования газа, шкафом управления факелом. Факельная установка транспортируется на шасси, а при работе монтируется на специальном основании.
БО представляет собой вагон-дом на прицепе, оборудованный системами управления ПКИОС и жизнеобеспечения и служит для размещения автоматизированного рабочего места оператора.
Комплект межблочных трубопроводов предназначен для взаимной обвязки составных частей ПКИОС и представляет собой набор трубопроводов с быстроразъемными соединениями и переносными опорами для трубопроводов.
Схема размещения ПКИОС приведена на рис 1.
Рисунок 1 - Схема размещения ПКИОС
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) состоит из следующих компонентов:
ПО УВП 280А.01 - встроенное ПО вычислителя УВП-280. Обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти. Наименование и идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО вычислителей УВП 280 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.41 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
5E84F2E7 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
ПО ПЛК S7-1200 - программа, разработанная согласно требованиям к ПО ПЛК. Обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА установки, а также сбор измеряемых параметров с вычислителя УВП-280.
ПО ПЛК S7-300 - обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА ПКИОС.
ПО АРМ оператора - программа, исполняемая во встроенной операционной системе АРМ оператора. Обеспечивает просмотр и изменение параметров, настроек и другой конфигурационной информации ПО ПЛК S7-1200 и S7-300, подачу оператором управляющих команд ПЛК S7-1200 и S7-300.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики ПКИОС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь, добываемая из скважины |
|
Диапазон дебита измеряемой скважины по жидкости, т/сут. |
от 10 до 700 включ. |
|
Диапазон дебита измеряемой скважины по газу, приведенный к стандартным условиям, м3/сут. |
от 320 до 100000 включ. |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности, %: - при измерении массы и среднесуточного массового расхода сырой нефти; - при измерении объема и среднесуточного объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям; - при измерении массы и среднесуточного массового расхода сырой нефти без учета воды при объемной доле воды в сырой нефти: до 70% от 70 до 95% свыше 95% |
±2,5 ±5,0 ±6,0 ±15,0 не нормируется |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % |
в соответствии с методикой измерений |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от 0 до + 90 включ. |
|
Диапазон давления измеряемой среды, МПа - в БСИ - в БНЕ - в БФХ |
от 0 до 4,0 включ. от 0 до 0,6 включ. от 0 до 1,6 включ. |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт |
от 0 до 500 включ. |
|
Диапазон плотности нефти, кг/м3 |
от 700 до 900 включ. |
|
Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 |
от 1000 до 1200 включ. |
|
Диапазон плотности газа, кг/м3 |
от 0,8 до 1,2 включ. |
|
Массовая доля воды, %, |
св. 0 до 100 |
|
Массовая доля механических примесей, % |
от 0 до 0,05 включ. |
|
Объемная доля парафина, % |
от 0 до 7 включ. |
|
Объемная доля сероводорода, % |
от 0 до 2 включ. |
|
Газовый фактор, м3/т |
от 0 до 1000 включ. |
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
|
Наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее |
34500 |
|
Режим работы |
периодический |
|
Параметры электропитания: - частота переменного тока, Гц - напряжение переменного тока, В - потребляемая мощность, кВ^А, не более |
50±0,4 380^10 /220^10 20 |
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные снаружи блоков ПКИОС, методом лазерной маркировки. В левом верхнем углу титульного листа паспорта и руководства по эксплуатации, рядом со знаком утверждения типа, указывается номер регистрации типа средств измерений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
Комплектность
Комплектность ПКИОС приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
ПКИОС |
1 шт. | |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
ОИ 221.00.00.00.0000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0429-09-2016 |
1 экз. |
|
Паспорт |
ОИ 221.00.00.00.0000 ПС |
1 экз. |
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением Передвижных комплекс для исследования и освоения скважин (ПКИОС)» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/4609-16 от 08 июня 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»).
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
ТУ 3667-008-64156863-2014 Передвижной комплекс для исследования и освоения скважин.
Смотрите также
