Установки измерительные НАФТА-СКАН
| Номер в ГРСИ РФ: | 72794-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа |
Установки измерительные «НАФТА-СКАН» (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости), объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) без учета воды.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72794-18 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | НАФТА-СКАН |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 17.10.2023 |
Производитель / Заявитель
АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 72794-18: Описание типа СИ | Скачать | 248 КБ | |
| 72794-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0188-18 МП | Скачать | 832.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «НАФТА-СКАН» (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости), объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) без учета воды.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе нефтегазоводяной смеси, поступающей из скважины, на жидкую фазу нефтегазоводяной смеси и свободный нефтяной газ. При подключении к установке более одной скважины, измерение количества продукции скважин производится отдельно для каждой скважины в установленном порядке. Порядок проведения измерений по каждой скважине, в том числе периодичность и длительность замеров, устанавливается при проведении пусконаладочных работ установок на месте эксплуатации в зависимости от производительности подключенных скважин.
По методу измерений установки изготавливается в двух исполнениях:
- исполнение 1 - измерение массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды производится комбинированным способом с применением результатов измерений поточного влагомера и канала измерения плотности массового счетчика-расходомера;
- исполнение 2 - измерение массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды производится комбинированным способом с применением результатов измерений плотности компонентов водонефтяной смеси и плотности водонефтяной смеси по каналу измерения плотности массового счетчика-расходомера.
По числу обслуживаемых скважин установки изготавливаются в двух модификациях:
- многоскважинная - предназначена для измерения продукции от двух и более скважин;
- односкважинная - предназначена для измерении продукции от одной скважины или от нескольких скважин при подключении внешнего переключающего устройства.
Установка многоскважинной модификации изготавливается в стационарном исполнении. Установка односкважинной модификации может иметь стационарное или мобильное исполнение. В мобильном исполнении установка размещается на автомобильном шасси повышенной проходимости.
Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков.
В состав БТ входят:
- измерительный и распределительный модули (многоскважинная модификация);
- измерительный модуль (односкважинная модификация).
В состав измерительного модуля БТ входит следующее оборудование и средства измерений (далее - СИ):
- трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом отбора проб (узел отбора проб устанавливается по отдельному требования заказчика);
- счетчик-расходомер массовый (для измерений массового расхода и массы сырой нефти);
- счетчик-расходомер массовый или счетчик (расходомер) объемного расхода газа (для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям);
- средство измерений влагосодержания нефтегазоводяной смеси (в исполнении 1);
- датчики давления;
- датчики температуры;
- манометры;
- устройство определения уровня жидкости в сепараторе (может быть реализовано на основе СИ разности давлений, СИ гидростатического давления столба жидкости, поплавкового устройства или сигнализаторов уровня);
- электронасосный агрегат;
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигна-лизации.
В многоскважинной модификации БА размещается в отдельном утепленном блок-боксе, установленном на одном, либо раздельных основаниях с БТ. В односкважинной модификации БА размещается в обогреваемом взрывозащищенном корпусе и устанавливается на одном основании с БТ.
В БА многоскважинной модификации размещены:
- шкаф контроля и управления с системой обработки информации (далее - СОИ);
- силовой шкаф;
- устройство управления исполнительными механизмами;
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигна-лизации;
- система автоматического ввода резервного питания (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- система телемеханики (устанавливается по отдельному требованию заказчика).
В БА односкважинного исполнения размещены:
- шкаф контроля и управления с СОИ;
- силовой шкаф;
- устройство управления исполнительными механизмами.
В состав СОИ входят:
- контроллер программируемый логический;
- вторичная аппаратура СИ, входящих в состав установки.
Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.
П еречень СИ, которыми комплектуются установки, приведен в таблице 1.
У словное обозначение установки:
НАФТА-СКАН - Х - Х - Х - Х - Х Х
Исполнение________________
Рабочее давление, МПа_____________
Количество измеряемых скважин___________
Максимальный расход сырой нефти, т/сут Максимальный объемный расход газа, м3/сут. Обозначение технических условий
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
|
Наименование |
Регистрационный номер |
|
Счетчики-расходомеры массовые MicroMotion |
45115-16 |
|
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 |
53804-13 |
|
Расходомеры массовые Promass |
15201-11 |
|
Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 |
57484-14 |
|
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS |
27054-14 |
|
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15 |
|
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые МИР |
68584-17 |
|
Датчики расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
|
Счетчики газа вихревые СВГ |
13489-13 |
|
Датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные DYMETIC-1223 |
37419-08 |
|
Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 |
43981-11 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4070 |
52514-13 |
|
Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» |
42775-14 |
|
Вычислители УВП-280 |
53503-13 |
|
Приборы вторичные теплоэнергоконтроллеры ИМ2300 |
14527-17 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ |
42678-09 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-15 |
|
Контроллеры программируемые логические МКLogic200 |
67996-17 |
Внешний вид установки приведен на рисунке 1.
Защита установки от несанкционированного доступа производится пломбированием контроллера программируемого логического из состава установки. Внешний вид и место пломбировки контроллера приведено на рисунке 2.
Рисунок 1 - Внешний вид установки измерительной «НАФТА-СКАН» (блок технологический)
Рисунок 2 - Место пломбировки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СОИ предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на блок сигнализации и управления.
В процессе измерений СОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам, обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.
Комплекс ПО состоит из двух частей:
1. ПО операторской панели.
2. ПО контроллера.
ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.
Исполняемый код ПО контроллера, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера СОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в Таблице 2.
Уровень защиты ПО установок «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установок.
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО «НАФТА-СКАН» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
0.0.1.0 и выше |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
- |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
Исполнение 1 |
Исполнение 2 | |
|
Диапазон измерений массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, т/ч (т/сутки) |
от 0,04 (1) до 20,8 (500) | |
|
Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сутки) |
от 1,67 (40) до 5000 (120000) | |
Продолжение таблицы 3
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях: - массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной сме- |
±2,0 |
±2,5 |
|
си, % - массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды при содержании воды (в объемных долях %), % - до 70% |
±5,0 |
±6,0 |
|
- от 70 до 95% |
±10,0 |
±15,0 |
|
- от 95 до 99% |
±20,0 |
±30,0 |
|
- объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенных к стандартным условиям, % |
±5,0 |
±5,0 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
продукция нефтяных скважин |
|
Рабочее давление, МПа |
от 0,3 до 4,0 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от 0 до +90 |
|
Массовая доля воды в измеряемой среде, %, не более |
98 |
|
Плотность измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3, не более |
1200 |
|
Вязкость измеряемой среды, мм2/с, не более |
500 |
|
Массовая доля механических примесей в измеряемой среде, %, не более |
0,2 |
|
Количество подключаемых скважин, шт. |
от 1 до 14 |
|
Диаметр условного прохода входного патрубка DN, мм |
от 50 до 80 |
|
Диаметр условного прохода выходного патрубка DN, мм |
от 50 до 150 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
400±10%/230±10% 50±0,4 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более: - односкважинная модификация - многоскважинная модификация |
15 25 |
|
Габаритные размеры (высотахширинахдлина), мм, не более - односкважинная модификация - многоскважинная модификация |
4400х2484х2950 9200x3180x2950 |
|
Масса, кг, не более - односкважинная модификация - многоскважинная модификация |
8 500 19 300 |
Продолжение табоицы 4
|
Условия эксплуатации - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % среднегодовое значение при 15 °С верхнее значение при 25 °С - атмосферное давление, кПа |
от -60 до +40 75 100 от 86,6 до 106,7 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
20 |
|
Средняя наработка на отказ, час |
80 000 |
Знак утверждения типа
наносится в верхнем левом углу титульного листа руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока - методом гравировки или шелкографии.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная |
«НАФТА-СКАН-Х-Х-ХХХ-ХХХХХХ» |
1 шт. |
|
Установка измерительная «НАФТА-СКАН». Руководство по эксплуатации |
КДНА 366713.017.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Установка измерительная «НАФТА-СКАН». Паспорт |
КДНА 366713.017.00.00.000 ПС |
1 экз. |
|
«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «НАФТА-СКАН». Методика поверки» |
НА.ГНМЦ.0188-18 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0188-18 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «НАФТА-СКАН». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 1 февраля 2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %;
- рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном измерений массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки при первичной и периодической поверке наносится на свидетельство о поверке установки.
Сведения о методах измерений
МН 800-2017 «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и объем нефтяного газа. Методика измерений с применением Установки измерительной «НАФТА-СКАН», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 21 июня 2017 г. (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-079/02-2017 от 21.07.2017).
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 28.99.39-046-00137093-2017 «Установки измерительные «НАФТА-СКАН». Технические условия»
Смотрите также
