Установка измерительная нефти и нефтяного газа
| Номер в ГРСИ РФ: | 67866-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод" (ДОМЗ), г.Домодедово |
Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67866-17 |
| Наименование | Установка измерительная нефти и нефтяного газа |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 696 |
Производитель / Заявитель
ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод" (ДОМЗ), г.Домодедово
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 67866-17: Описание типа СИ | Скачать | 149 КБ | |
| 67866-17: Методика поверки МП 0582-9-2017 | Скачать | 6 MБ |
Описание типа
Назначение
Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа.
Описание
Установка состоит из технологического блока, включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, измерительные линии расхода и количества продуктов сепарации, оснащенные средствами измерений и вспомогательным оборудованием, и трубопроводную обвязку, и блока автоматики, служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установки.
Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующих измерениях массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа.
Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).
Объемный расход и объем свободного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений, с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется контроллером шкафа управления и индикации блока автоматики установки (далее - ШУИ) согласно «Методике измерений с применением установки измерительной нефти и нефтяного газа» (далее - МИ).
Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа. Измеренные значения передаются в ШУИ установки для формирования отчетов по всем скважинам и передачи их в систему верхнего уровня.
Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;
- в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.
Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.
Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом.
ШУИ установки реализован на основе системы управления модульной B&R X20. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчет количества нефти и нефтяного газа по каждой скважине с учетом введенных согласно МИ условно-постоянных величин (констант) для каждой скважины, формирование отчетов и передачу их в систему верхнего уровня.
Общий вид установки представлен на рис. 1.
Пломбирование установки не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид установки
Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведен в таблице 1.
Таблица 1- Перечень средств измерений и их регистрационные номера
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа: | |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМ 300; F 200) |
45115-16 |
|
Средства измерений объемного расхода и объема газлифтного газа: | |
|
Счетчики газа «DYMETIC-9423M» (мод. «DYMETIC-9423М-Т-50-60») |
57998-14 |
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*: | |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100) |
24604-12 |
|
Влагомеры поточные L и F (мод. F) |
56767-14 |
|
Влагомеры сырой нефти ВОЕСН |
32180-11 |
|
Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G) |
47355-11 |
|
Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления: | |
|
Датчики избыточного давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Манометры показывающие МПА-Кс |
50119-12 |
|
Средства измерений и показывающие средства измерений температуры: | |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 |
38548-13 |
|
Система сбора и обработки информации: | |
|
Системы управления модульные B&R X20 |
57232-14 |
|
* Опционально, при установке влагомера. | |
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах ШУИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
AgzuIMS.br |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.72.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений дебита скважин по жидкости, т/сут |
от 1,5 до 150 |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного газа в стандартных условиях, м3/сут |
от 500 до 200000 |
|
Диапазон измерений объемного расхода газлифтного газа в стандартных условиях, м3/сут |
от 300 до 50000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении* | |
|
Массы сырой нефти |
±2,5 |
|
Массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % - при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % - при содержании объемной доли воды свыше 95 % |
±6 ±15 не нормируется (устанавливают в методике измерений) |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям |
±5 |
|
Объема газлифтного газа, приведенного к стандартным условиям |
±5 |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь, газлифтный газ |
|
Содержание воды в сырой нефти, % |
до 100 |
|
Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа - нефтегазоводяная смесь - газлифтный газ |
до 6,3 до 10,0 |
|
Температура рабочей среды, ° С - нефтегазоводяная смесь - газлифтный газ |
от 0 до +20 от 0 до +20 |
|
Плотность сырой нефти при 20°С, кг/м3 |
от 690 до 1170 |
|
Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20°С, кг/м3 |
от 690 до 860 |
|
Плотность пластовой воды при 20°С, кг/м3 |
1170 |
|
Максимальное количество нефтяного газа (свободного) приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т |
1000 |
|
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Максимальное количество подключаемых скважин |
10 |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Температура, °С - в БТ, БПС; -в БА |
не ниже +5 не ниже + 5 с возможностью повышения температуры при необходимости до + 10 |
|
Электроснабжение напряжение переменного тока, В частота переменного тока, Гц |
(380/220)±10% 50±5 |
|
Режим управления запорно-регулирующей арматурой |
Ручной, автоматизированный |
|
Средний срок службы, лет |
15 |
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка, заводской номер 696 |
1 шт. | |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. |
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Руководство по эксплуатации |
0814.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0582-9-2017 |
1 экз. |
|
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 0582-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28 апреля 2017 г.
Основные средства поверки:
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. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/3209-17 от 28 апреля 2017 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
Техническая документация изготовителя
Смотрите также
