Установка замерная трехфазная УЗТ
| Номер в ГРСИ РФ: | 66854-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Уфанефтегазмаш", г.Уфа |
Установка замерная трехфазная УЗТ (далее - установка) предназначена для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе нетто сырой нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством трехфазной сепарации нефтегазоводяной смеси на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и отделенную пластовую воду.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 66854-17 |
| Наименование | Установка замерная трехфазная |
| Модель | УЗТ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 8014/2015 |
Производитель / Заявитель
ООО НПО "Уфанефтегазмаш", г.Уфа
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 66854-17: Описание типа СИ | Скачать | 194.5 КБ | |
| 66854-17: Методика поверки МП 0425-9-2016 | Скачать | 561.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Установка замерная трехфазная УЗТ (далее - установка) предназначена для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе нетто сырой нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством трехфазной сепарации нефтегазоводяной смеси на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и отделенную пластовую воду.
Описание
Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси в трехфазном сепараторе на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и пластовую воду. Расход и параметры продуктов сепарации затем измеряются с применением средств измерений (СИ), установленных в измерительных линиях установки.
Массовый расход, масса и плотность отстоянной нефти и отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых Mico Motion (далее - РМ). Массовый расход и масса сырой нефти определяется как сумма расходов отстоянной нефти и отделенной пластовой воды.
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением вихревых расходомеров Rosemount. Приведение измеренного объема и плотности сепарированного попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки или с помощью вычислителя УВП-280. Общий объем попутного нефтяного газа определяется как сумма результатов измерений сепарированного попутного нефтяного газа и результатов измерений содержания растворенного в нефти газа.
Количество растворенного газа определяется на основе анализа отобранной под давлением пробы нефти по аттестованной методике измерений.
Содержание объемной доли воды в отстоянной нефти и содержание нефти в отделенной пластовой воде измеряется одним из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением поточных преобразователей содержания объемной доли воды;
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений плотности жидкости, измеренной РМ, плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, вводимых в СОИ в качестве условно-постоянных величин;
- содержание объемной доли воды измеряется в химико-аналитической лаборатории по отобранной пробе и соответствующее значение вводится в СОИ установки в качестве условно-постоянной величины.
Массовый расход и масса нетто сырой нефти измеряются косвенным методом динамических измерений как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта определяется на основе измеренных значений содержания объемной доли воды в нефти и содержания нефти в отделенной пластовой воде, а так же измерений содержания растворенного в нефти газа, содержания механических примесей и хлористых солей.
Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления в сепараторе 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 в сепараторе используются показывающие средства измерений температуры.
СОИ установки реализована на основе контроллера Siemens Simatic S7-300 / S7-400. 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 приведен в таблице 1
Таблица 1 - Перечень применяемых в установке средств измерений
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер |
|
Средства измерений массы и массового расхода отстоянной нефти: | |
|
1 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion F200S (рабочие и контрольно-резервный) |
45115-16 |
|
Средства измерений массы и массового расхода отделенной пластовой воды: | |
|
2 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion F100S (рабочие и контрольно-резервный) |
45115-16 |
|
Средства измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях: | |
|
3 Вихревой расходомер Rosemount 8800 |
64613-16 |
|
Средства преобразования объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях к стандартным условиям | |
|
4 Вычислитель УВП-280 |
62187-15 |
|
Средства измерений содержания объемной доли воды | |
|
5 Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК (рабочий и резервный) |
51343-12 |
|
Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления | |
|
6 Датчики избыточного давления Метран-75 |
48186-11 |
|
7 Манометры ТМ |
25913-08 |
|
Средства измерений и показывающие средства измерений темпе] |
ратуры |
|
8 Датчики температуры 0065 |
53211-13 |
|
9 Термометры БТ |
26221-08 |
|
Система сбора и обработки информации | |
|
10 Siemens Simatic S7-300 |
15772-11 |
|
11 Siemens Simatic S7-400 |
15773-11 |
Общий вид установки представлен на рисунке 1, схема пломбировки установки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид
Рисунок 2 - Пломбировка шкафа СОИ
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 |
UZT |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
v1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Не применяется |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
- |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики установок.
|
Наименование показателя/параметра |
Значение. | |
|
Расход жидкости (пропускная способность), т/сут. (м3/сут.), не более |
787,8 (1010) | |
|
Расход отстоянной нефти, т/сут. (м3/сут.), не более |
787,8 (1010) | |
|
Расход газа в стандартных условиях, м3/сут., не более |
1 212 000 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении*: | ||
|
Массы сырой нефти |
±2,5 | |
|
Массы нетто сырой нефти |
не нормируется | |
|
Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям |
±5,0 | |
|
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке | ||
Таблица 4 - Основные технические характеристики установки
|
Наименование параметра |
Значение |
|
Режим работы УЗТ |
Непрерывный, в течение времени измерений |
|
Рабочая среда |
газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, нефтяной газ) |
|
Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более |
7,2 (73) |
|
Температура рабочей среды, °С - максимальная - минимальная |
60 5 |
|
Плотность жидкости, кг/м3 - максимальная - минимальная |
1190 750 |
|
Содержание воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Газовый фактор по нефти, м3/м3, не более |
1 200 |
|
Объемное содержание свободного нефтяного газа после сепарации, %, не более, |
0,1 |
|
Остаточное содержание растворенного нефтяного газа после сепарации, м3/м3, не более |
150 |
|
Параметры электропитания | |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±0,4 |
|
- напряжение переменного тока, В |
380 ^[0 /220+10 |
|
- потребляемая мощность, кВ^А, не более |
50 |
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на блок-бокс установки, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка замерная трехфазная |
УЗТ зав. № 8014/2015 |
1 шт. |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
УНГМ-№ 10/07/15-02 00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0425-9-2016 |
1 экз. |
|
Паспорт |
УНГМ-№ 10/07/15-01 00.00.000 ПС |
1 экз. |
|
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 0425-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установка замерная
трехфазная (УЗТ)». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ 8.142-2013;
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ Р 8.618-2014.
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
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. Масса нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением измерений с применением «Установки измерительной УЗТ» производства ООО «НПО «УФАНЕФТЕГАЗМАШ» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/2909-16 от 18 апреля 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
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости
ТУ 3667-033-96229434-2015 Установка замерная трехфазная (УЗТ) для измерения параметров продукции добывающих нефтегазовых скважин. Технические условия
Смотрите также
