Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа ИУ
| Номер в ГРСИ РФ: | 78984-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Газпром проектирование", г.Тюмень |
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ (далее по тексту - ИУ) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78984-20 |
| Наименование | Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа |
| Модель | ИУ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 28.08.2025 |
Производитель / Заявитель
ООО "Газпром проектирование" филиал Тюменский экспериментальный завод, г.Тюмень
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 78984-20: Описание типа СИ | Скачать | 102.1 КБ | |
| 78984-20: Методика поверки МП 0978-9-2019 | Скачать | 5.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ (далее по тексту - ИУ) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Описание
Принцип действия ИУ основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и последующем измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу сырой нефти измеряют прямым методом динамических измерений при сливе. На трубопроводе выхода жидкости из сепаратора может быть предусмотрена установка поточного влагомера для автоматического определения содержания воды в сырой нефти. Содержание воды в сырой нефти измеряют при помощи поточного влагомера, либо в химико-аналитической лаборатории с помощью отбора проб жидкости через устройство отбора проб, или определяют косвенным методом по результатам измеренных в химико-аналитической лаборатории значений плотности нефти и воды. По результатам измерений массы сырой нефти и объёмной доли воды в сырой нефти вычисляется величина массы нефти без учета воды.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа производится с применением кориолисовых, вихревых или ультразвуковых счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
Установки работают в периодическом режиме слива/налива жидкости в сепараторе.
ИУ состоят из следующих основных составных частей:
- блок-бокс технологический (далее по тексту - БТ);
- блок-бокс автоматики (далее - БА).
Технологическое оборудование, размещаемое в БТ, включает в себя:
- узел переключения с отключающей арматурой, трехходовыми кранами шаровыми с электроприводом;
- узел трубопровода выхода газожидкостной смеси с отключающей арматурой;
- узел трубопровода предсепарационного с отключающей арматурой, устройством отбора проб;
- узел трубопровода сброса жидкости с отключающей арматурой с электроприводом, расходомером;
- узел трубопроводов дренажа и пропарки сепаратора с отключающей арматурой;
- узел трубопровода дренажа узла переключения с отключающей арматурой;
- сепаратор нефтегазового оборудованного с опорами, внутренними устройствами, люком-лазом, штуцером слива жидкости, контрольно-измерительными приборами, узлом пропарки (промывки) и продувки инертным газом, узлом сброса газа на местную свечу с краном, предохранительным клапаном.
Предусмотрены следующие первичные датчики:
- давления рабочей среды после узла переключения, в сепараторе, линии выхода газожидкостной смеси из блока;
- уровня жидкости в сепараторе;
- температуры рабочей среды в измерительной линии расходомера.
Кроме того, в помещении БТ установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- загазованности (по метану и сероводороду);
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания дверей.
БТ оборудован системами отопления, вентиляции (естественной и аварийной с механическим побуждением), освещения, пожарной и охранной сигнализации, а также сигнализации загазованности, автоматизации (оборудован первичными датчиками системы АСУ ТП) и технологическом оборудованием.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы силового электрооборудования оборудования и автоматики.
В помещении БА установлены датчики:
- пожарной сигнализации ;
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания двери.
В БА установлено следующее оборудование:
- шкафы силовые;
- шкаф информационно-управляющий;
- шкаф вторичной аппаратуры;
- источник бесперебойного питания.
БА оборудован системами отопления, вентиляции с системой кондиционирования , освещения, пожарной и охранной сигнализации.
ИУ имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу сырой нефти и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения приведен ниже:
Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ - Х - Х - Х - ТУ 28.99.39-501-04850758-2018
1 2 3 4 5
1 - наименование;
2 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут (Х - может принимать значение от 0,5 до 2400);
3 - количество входов для подключения к скважинам (Х - может принимать значение от 1 до 20);
4 - максимальное рабочее давление, кгс/см2 (Х - может принимать значение 25, 40, 63,
100, 160);
5 - обозначение ТУ.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются ИУ, приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются ИУ
|
Наименование типа СИ |
Регистрационный номер* |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400M-2700R |
63433-16 |
|
Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC |
75394-19 |
|
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
|
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) |
68358-17 |
|
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS |
50998-12 |
|
Наименование типа СИ |
Регистрационный номер* |
|
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
70629-18 |
|
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ |
42678-09 |
|
Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase |
47355-11 |
|
Счетчики газа вихревые СВГ |
13489-13 |
|
Счетчики газа КТМ600 РУС |
62301-15 |
|
Расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) |
73894-19 |
|
Датчики расхода-счетчики «ДАЙМЕТИК-1261» |
67335-17 |
|
Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M» |
57997-14 |
|
* - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | |
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
БТ БА
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
Пломбирование ИУ не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ИУ обеспечивает реализацию функций ИУ. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО контроллера SP |
ПО панели WNT | |
|
Идентификационное наименование ПО |
vSP20181228.out |
vOP20181228.exob |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
28.12.18 |
28.12.18 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6F90F607 |
83BB9410 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода |
CRC-32 (SVF) |
CRC-32(SVF) |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики ИУ приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, в зависимости от исполнения, т/сут |
от 0,5 до 2 400* |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от исполнения, м3/сут |
от 20 до 1 000 000 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
± 2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, %: от 0 до 70% включ. (объемная доля воды) св. 70 до 95 % включ. (объемная доля воды) св. 95 % (объемная доля воды) |
±6,0 ±15,0 Определяется в соответствии с методикой измерений |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
±5,0 |
|
* - указано максимальное значение; расчетное значение расхода сырой нефти через ИУ указывается в паспорте на ИУ | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Характеристики рабочей среды: | |
|
Рабочая среда |
Продукция нефтяных скважин |
|
Температура рабочей среды, °С |
от -25 до +90 |
|
Давление, в зависимости от исполнения, МПа, не более |
от 0,1 до 16,0 |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 °С, в зависимости от исполнения, м2/с |
от 1,0-10-6 до 2000,0^10-6 |
|
Плотность жидкости, кг/м3 |
от 680 до 1200 |
|
Технические характеристики: | |
|
Количество входов для подключения скважин, шт., не более |
20 |
|
Потребляемая мощность, кВ •А, не более |
15 |
|
Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц, В |
220/380 |
|
Габаритные размеры составных частей установки в транспортном положении должны соответствовать разрешенному габариту погрузки на автомобильный, железнодорожный и (или) водный виды транспорта и не превышать размеров: | |
|
- длина, мм, не более |
12500 |
|
- ширина, мм, не более |
3500 |
|
- высота, мм, не более |
3800 |
|
Масса составных частей установки, кг, не более не более |
50000 |
|
Средний срок службы до списания, лет, не менее |
15 |
Знак утверждения типа
наносится в левой верхней части титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта ИУ типографским способом, на таблички блок-бокса технологического, блок-бокса автоматики - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ |
_ |
1 экз. |
|
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Руководство по эксплуатации |
Т129.00.00.000РЭ |
1 экз. |
|
Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Паспорт |
Т129.00.00.000ПС |
1 экз. |
|
Инструкция. ГСИ. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа. Методика поверки |
МП 0978-9-2019 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0978-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 апреля 2019 года.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте ИУ в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений установками измерительными для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа» утвержденном ФБУ «Тюменский ЦСМ» 24.12.2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 1383/01.002482014/2018 от 24.12.2018 г.).
Нормативные документы
ТУ 28.99.39-501-04850758-2018. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Технические условия
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»
Смотрите также
