Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ
| Номер в ГРСИ РФ: | 71487-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод" (ДОМЗ), г.Домодедово |
Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ (далее - установки) предназначены 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, с учетом количества газа, используемого для газлифтной добычи.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 71487-18 |
| Наименование | Установки измерительные нефти и нефтяного газа |
| Модель | ИУНГ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 07.06.2023 |
Производитель / Заявитель
ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод", г.Домодедово; ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград; ООО "Системы Нефть и Газ", г.Щелково
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 12 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 12 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 71487-18: Описание типа СИ | Скачать | 185.4 КБ | |
| 71487-18: Методика поверки МП 0711-9-2017 | Скачать | 2.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ (далее - установки) предназначены 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, с учетом количества газа, используемого для газлифтной добычи.
Описание
Установки состоят из технологического блока (далее - БТ), включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, блока переключения скважин, содержащего трехходовые краны или переключатель скважин многоходовой, измерительных линий расхода и количества продуктов сепарации, оснащенных средствами измерений и вспомогательным оборудованием, трубопроводной обвязки и шкафа управления и индикации установки (далее - ШУИ), служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установок.
Принцип действия установок 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) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5 %.
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 ) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 % или с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,0 %. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется в ШУИ.
Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %. 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:
- с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии) с пределом абсолютной погрешности не более 1% при содержании объемной доли воды до 70 % , не более 1,5% при содержании объемной доли воды до 100%.
- по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течение установленного периода времени;
- по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течение установленного периода времени.
Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются по результатам измерений 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 датчиков давления с пределами приведенной погрешности не более ±0,5 % . Для индикации давления используются показывающие средства измерений давления.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 оС. Для индикации температуры используются показывающие средства измерений температуры.
ШУИ установок реализован на основе программируемых логических контроллеров. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов в значения физических величин, 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.
Типы средств измерений (СИ), используемых в составе установки, выбираются из таблицы 1 на этапе изучений условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.
Общий вид БТ установок представлен на рис. 1. Пломбирование установок не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид БТ установок
Конструкция и вид БТ установки может отличаться от приведенной на рисунке 1 в зависимости от типов используемых в составе установки СИ.
Перечень применяемых в установке СИ и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень СИ используемых в установках
|
Наименование средств измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
СИ массы и массового расхода жидкости и газа | |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
45115-16 |
|
Расходомеры массовые Promass |
15201-11 |
|
Расходомеры массовые Promass (мод. Promass 300, Promass 500) |
68358-17 |
|
СИ объема и объемного расхода газа в рабочих условиях | |
|
Датчики расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
|
Датчики расхода газа “DYMETIC-1223M” |
57997-14 |
|
Счетчики газа “DYMETIC-9423M” |
57998-14 |
|
СИ содержания объемной доли воды в нефти | |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
|
Влагомеры поточные ВСН-АТ |
62863-15 |
|
Влагомеры поточные L и F |
56767-14 |
|
Влагомеры сырой нефти ВОЕСН |
32180-11 |
|
Измерители обводненности Red Eye 2G® и Red Eye 2G® Multiphase |
47355-11 |
|
СИ давления | |
|
Датчики давления Метран-100 |
22235-08 |
|
Датчики давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200 |
37667-13 |
|
Датчики давления малогабаритные КОРУНД |
47336-16 |
|
СИ температуры | |
|
Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р |
63889-16 |
|
Преобразователи измерительные ATT2100 |
70157-18 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р |
56381-14 |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 |
38548-13 |
|
Преобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех |
23410-13 |
|
Преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ех |
23410-13 |
|
ШУИ | |
|
Системы управления модульные B&R X20 |
57232-14 |
|
Примечание:. Конкретные модели СИ определяются заказом | |
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 с помощью прикладного ПО.
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) |
- |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики установок и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 3а.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установок
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Наибольший расход жидкости в зависимости от типоразмера (варианта исполнения), т/сут |
100; 400; 1500; 2000; 3000; 4000; 6000 |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного и газлифтного газа, приведенные к стандартным условиям, м3/сут * |
от 24 до 240000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установок, %, при измерениях | |
|
- массы сырой нефти |
±2,5 |
|
- массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % включ. - при содержании объемной доли воды свыше 70 % до 95 % включ. - при содержании объемной доли воды свыше 95 % |
±6 ±15 Устанавливается в аттестованной методике измерений |
|
объема свободного и газлифтного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям |
±5 |
|
Примечание: * - уточняется при заказе | |
Таблица 3 а - Основные технические характеристики и параметры измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Максимальное количество подключаемых скважин |
14 |
|
Режим работы |
Непрерывный |
|
Условия эксплуатации: -температура в блоке технологическом, блоке переключения скважин и блоке автоматики, оС, не ниже* |
+5 +10 |
|
Средний срок службы, лет |
10 |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь, газлифтный газ |
|
Содержание воды в сырой нефти, %, не более |
100 |
|
Содержание сероводорода, % объемных, не более |
8,0 |
|
Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа, не более -нефтегазоводяная смесь -газлифтный газ |
6,3 10,0 |
|
Температура рабочей среды, оС -нефтегазоводяная смесь -газлифтный газ |
от 0 до 80 от 0 до 80 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 690 до 1400 |
|
Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20 °С, кг/м3 |
от 690 до 1160 |
|
Напряжение переменного тока, В |
380±38/220±22 |
|
Частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
Примечание: * - уточняется при заказе | |
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная нефти и нефтяного газа ИУНГ |
1 шт. | |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. | |
|
Установка измерительная нефти и нефтяного газа. Руководство по эксплуатации |
0814.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0711-9-2017 |
1 экз. |
|
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 0711-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 декабря 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
отсутствуют.
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
ТУ 3667-003-92743614-2015 Измерительные установки нефти и нефтяного газа.
Технические условия
Смотрите также
