Установки измерительные CSM
| Номер в ГРСИ РФ: | 79303-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Апстрим Технология", г.Москва |
Установки измерительные СБМ (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа (далее по тексту СНГ), приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79303-20 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | CSM |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 02.10.2025 |
Производитель / Заявитель
ООО "Апстрим Технология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 79303-20: Описание типа СИ | Скачать | 102.7 КБ | |
| 79303-20: Методика поверки | Скачать | 3.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные CSM (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа (далее по тексту СНГ), приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия установок основан на использовании прямого метода динамических измерений массы скважинной жидкости после сепарации с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту СРМ) и косвенного метода динамических измерений объема СНГ с применением СРМ и результатов измерений плотности СНГ в химикоаналитической лаборатории по аттестованной методике.
Установки состоят из сепаратора, с помощью которого нефтегазоводяная смесь из скважины разделяется на скважинную жидкость и СНГ, СРМ, средств измерений (далее по тексту - СИ) объемной доли воды в скважинной жидкости, СИ давления, СИ температуры и устройства обработки информации. Сепаратор оснащен системой автоматического регулирования уровня и расхода жидкости и газа.
В составе установок применяются СИ утвержденных типов, приведенные в таблице 1. Таблица 1 - Состав установок
|
Наименование СИ |
Регистрационный номер |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF и F |
45115-16 |
|
Расходомеры массовые Promass |
15201-11 |
|
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) |
68358-17 |
|
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400 |
53804-13 |
|
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» |
77657-20 |
|
Счетчики-расходомеры массовые UST-Flow |
78029-20 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
|
Датчики давления МС2000 |
17974-11 |
|
Датчики давления МС3000 |
29580-10 |
|
Датчики давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Датчики давления Метран-55 |
18375-08 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-15 |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 |
38548-13 |
|
Датчики температуры ТСПТ |
75208-19 |
Модификации установок:
- CSM-B - не имеют в своем составе СИ объемной доли воды;
- CSM-H - не имеют в своем составе канала измерений объема и объемного расхода СНГ;
- CSM-BB не имеют в своем составе СИ объемной доли воды и предназначены для проведения измерений количества нефти с высокой кинематической вязкостью.
Устройство обработки информации размещается в отдельном шкафу.
Общий вид установок приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид установок
Программное обеспечение
Программное обеспечение установлено в контроллере измерительном UST-7007 и является автономным.
Функции программного обеспечения: обработка измерительной информации, получаемой от СИ, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передача результатов измерений.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения.
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
UST-CSM Debit |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
от V0.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных
и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения пломбой программирующего разъема и наличием пароля. Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя. Доступ к программному обеспечению защищен паролем.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |||
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут* |
Диаметр условного прохода основного СРМ | |||
|
ДУ25 |
ДУ50 |
ДУ80 | ||
|
- при использовании одного СРМ |
от 2,5 до 150 |
от 50 до 500 |
от 70 до 1500 | |
|
- при использовании дополнительного СРМ с ДУ25 |
от 2,5 до 300 |
от 2,5 до 500 |
от 2,5 до 1500 | |
|
- при использовании дополнительного СРМ с ДУ50 |
от 2,5 до 500 |
от 50 до 1000 |
от 24 до 1240 | |
|
- при использовании дополнительного СРМ с ДУ80 |
2,5 |
от 50 до 1500 |
от 70 до 3000 | |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут* |
Диаметр условного прохода основного СРМ | |||
|
ДУ25 |
ДУ50 |
ДУ80 | ||
|
- при использовании одного СРМ |
от 200 до 10000 |
от 2500 до 200000 |
от 10000 до 750000 | |
|
- при использовании дополнительного СРМ с ДУ25 |
от 200 до 20000 |
от 200 до 210000 |
от 200 до 750000 | |
|
- при использовании дополнительного СРМ с ДУ50 |
от 200 до 210000 |
от 2500 до 400000 |
от 2500 до 750000 | |
|
- при использовании дополнительного СРМ с ДУ80 |
от 200 до 750000 |
от 2500 до 750000 |
от 2500 до 1500000 | |
|
* - для каждой модификации установки максимальный расход измеряемой среды ограничен характеристиками применяемых в ее конструкции СРМ | ||||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы и массового расхода скважинной жидкости - массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании объемной доли воды: - до 70 % - от 70 до 95 % - свыше 95 % |
±2,5 ±6,0 ±15,0 не нормируется | |||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода СНГ, % |
±5 | |||
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Изменяемая среда |
Нефтегазоводяная смесь |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
16,0 |
|
Характеристика измеряемой среды: - кинематическая вязкость скважинной жидкости, мм2/с - диапазон температуры, °С - объемная доля воды в скважинной жидкости, % - диапазон плотности скважинной жидкости, кг/ м3 - плотность пластовой воды, кг/м3, не более - плотность попутного нефтяного газа, кг/м3, не более |
25001) от -102) до +150 от 0 до 100 от 650 до 1200 1200 1,5 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Напряжение питания, В - от сети переменного тока с частотой питания (50 ±1) Гц - от источника постоянного тока |
110(±10 %), 220(±10/15), 380(±10/-15) 24 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
500 |
|
Габаритные размеры, мм, не более |
7000x7000x6000 |
|
Масса, кг, не более |
5000 |
|
Диапазон температуры окружающей среды, °С |
от - 60 до + 60 |
|
Относительная влажность окружающего воздуха, % |
от 0 до 100 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
1 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает технические решения для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки при кинематической вязкости свыше 500 мм2/с определяется индивидуально. 2 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости. | |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установок типографским способом, и на табличке, закрепленной на раме установки, - методом гравировки.
Комплектность
Комплектность установок приведена в таблице 5. Т а б л и ц а 5 - Комплектность установок
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная CSM |
- |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
CSM 11.00.00.00 РЭ |
1 экз. |
|
Паспорт |
CSM 11.00.00.00 ПС |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1118-9-2020 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1118-9-2020 «ГСИ. Установки измерительные CSM. Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 30 апреля 2020 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 установок с требуемой точностью.
При проведении поверки поэлементным способом используются средства поверки, указанные в методиках поверки СИ, входящих в состав установок.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска повери-тельного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений установками измерительными CSM», утвержденном ВНИИР -филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 13 апреля 2020 г. (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/4709-20 от 13.04.2020 г.).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой 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 4220-020-41111906-2019 Установки измерительные CSM. Технические условия
Смотрите также
