72794-18: НАФТА-СКАН Установки измерительные - Производители, поставщики и поверители

Установки измерительные НАФТА-СКАН

Номер в ГРСИ РФ: 72794-18
Производитель / заявитель: ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа
Скачать
72794-18: Описание типа СИ Скачать 248 КБ
72794-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0188-18 МП Скачать 832.6 КБ
Нет данных о поставщике
Установки измерительные НАФТА-СКАН поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 17.11.2024

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

Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические РГС-75 (далее - РГС-75) предназначены для измерения объема жидкости.
Преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, Deltabar S PMD75, Deltabar S FMD77, Deltabar S FMD78 предназначены для непрерывного преобразования значений измеряемого параметра - избыточного, абсолютного давления, а также разности давлений...
72797-18
Siprotec 4 6MD66 Устройства управления ячейкой
Фирма "Siemens Aktiengesellschaft IC SG EA", Германия
Устройства управления ячейкой типа Siprotec 4 6MD66 (далее - устройства) предназначены для измерений выходных аналоговых сигналов от датчиков в виде напряжения и силы переменного тока, а также приёма и обработки дискретных сигналов, и на основе получ...
72798-18
Omnicomm LLS 4, Omnicomm LLS Military Edition Датчики уровня топлива
ООО "Омникомм Технологии", г.Щелково
Датчики уровня топлива Omnicomm LLS 4, Omnicomm LLS Military Edition (далее -датчики уровня топлива Omnicomm) предназначены для измерений уровня топлива в топливных баках транспортных средств и стационарных топливохранилищах.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная массового расхода (массы) пропан-бутановой фракции поз. 1082 цеха № 04 ЗБ ОАО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерений массового расхода и массы пропан-бутановой фракции (далее - ПБФ).