83978-21: "НИКА-ОПТИМАСС" Установки измерительные - Производители, поставщики и поверители

Установки измерительные "НИКА-ОПТИМАСС"

Номер в ГРСИ РФ: 83978-21
Производитель / заявитель: ООО "НИКА-ПЕТРОТЭК", г. Екатеринбург
Скачать
83978-21: Описание типа СИ Скачать 392.1 КБ
83978-21: Методика поверки Скачать 5.9 MБ
Нет данных о поставщике
Установки измерительные "НИКА-ОПТИМАСС" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83978-21
Наименование Установки измерительные
Модель "НИКА-ОПТИМАСС"
Страна-производитель РОССИЯ
Производитель / Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью "НИКА-ПЕТРОТЭК" (ООО "НИКА-ПЕТРОТЭК"), г. Екатеринбург

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 2 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

83978-21: Описание типа СИ Скачать 392.1 КБ
83978-21: Методика поверки Скачать 5.9 MБ

Описание типа

Назначение

Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Описание

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и последующем измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу скважинной жидкости измеряют прямым методом динамических измерений при сливе или косвенным методом измерений с применением объемных расходомеров жидкости и данных по плотности скважинной жидкости определенных по результатам измерений влагосодержания при помощи поточного влагомера и данных лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Содержание воды в скважинной жидкости определяют с помощью влагомера или на основании лабораторных измерений или по результатам измерений плотности скважинной жидкости по каналу измерений плотности массового расходомера жидкости с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации попутного 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.

В состав установок входят следующие основные части:

- блок технологический (далее по тексту - БТ);

- блок аппаратурный (далее по тексту - БА);

- блоки функциональные;

- комплект средств жизнеобеспечения.

В состав БТ входят измерительный и распределительный модули.

Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный или вертикальный сепаратор.

Емкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости, поступающей со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчики жидкости и газа.

Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости (массовыми), расходомерами газа - массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.

Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.

Таблица 1 - Средства измерений расхода жидкости

Наименование

Регистрационный номер

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

71393-18

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

76785-19

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC

75394-19

Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»

42953-15

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400

53804-13

Расходомеры массовые Promass

15201-11

Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200

57484-14

Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500)

68358-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ

60937-15

Счетчики-расходомеры массовые МИР

68584-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С

75514-19

Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430

62320-15

Таблица 2 - Средства измерений расхода газа

Наименование

Регистрационный номер

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

71393-18

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

76785-19

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC

75394-19

Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»

42953-15

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400

53804-13

Расходомеры массовые Promass

15201-11

Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200

57484-14

Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500)

68358-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ

60937-15

Счетчики-расходомеры массовые МИР

68584-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С

75514-19

Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430

62320-15

Счетчики газа КТМ600 РУС

62301-15

Расходомеры Turbo Flow GFG

57146-14

Наименование

Регистрационный номер

Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600

43981-11

Счетчики газа ультразвуковые СГУ

57287-14

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

Расходомеры-счётчики вихревые 8800

14663-12

Расходомеры-счётчики вихревые OPTISWIRL 4070

52514-13

Расходомеры вихревые Prowirl

15202-14

Расходомеры ультразвуковые «Вымпел-100»

60934-15

Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 (ЭВ-200)»

42775-14

Датчики расхода газа ДРГ.М

26256-06

Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M»

77155-19

Датчики расхода-счётчики «ДАЙМЕТИК-1261»

67335-17

Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 7300

67993-17

Расходомеры-счётчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)

73894-19

Комплексы учёта газа ЭМИС-ЭСКО 2230

60577-15

Расходомеры-счетчики тепловые t-mass

35688-13

Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды

Наименование

Регистрационный номер

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-12

Влагомеры поточные ВСН-АТ

62863-15

Влагомеры поточные моделей L и F

56767-14

Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® Multiphase

47355-11

Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т

59365-14

Влагомеры микроволновые поточные МПВ700

65112-16

Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф

63101-16

Влагомеры «САТЕЛ-РВВЛ»

69346-17

Для измерений давления применяются измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % и манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 10 МПа, с классом точности не ниже 1,5.

Для измерений разности давлений и гидростатического давления столба жидкости применяются измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно 0,4 МПа и 0,016 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %.

Для измерений температуры применяются измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от минус 5 до плюс 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2) с классом точности не ниже 0,5;

- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;

- измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- счетчики жидкостные турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1,5 %;

- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2), с классом точности не ниже 1,5.

Для индикации наличия свободного нефтяного газа в скважинной жидкости используются влагомеры многофазные поточные «КВАЛИТЕТ» ВМП.0704 (регистрационный № 79608-20).

В состав модуля БТ входят: входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее по тексту - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод, выходной коллектор, патрубки для подключения передвижной измерительной установки, фильтры.

В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее по тексту -БИОИ) и шкаф силовой взрывозащищенного или общепромышленного исполнения.

В составе БИОИ могут быть применены следующие измерительные контроллеры.

Таблица 4 - Измерительно-вычислительные контроллеры

Наименование

Регистрационный номер

Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575

69436-17

Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305

56993-14

Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator

65466-16

Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300

15772-11

Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500

60314-15

Системы управления модульные B&R Х20

57232-14

Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500еСо

51396-12

Контроллеры измерительные К15

75449-19

Контроллеры программируемые логические MKLogic200

67996-17

Контроллеры программируемые логические MKLogic-500

65683-16

Комплекс программного обеспечения (далее по тексту - ПО) предназначен для обеспечения выполнения установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.

Установки имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу скважинной жидкости и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения приведен ниже:

«НИКА-ОПТИМАСС» - ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39-051-29191682-2018

1 2    3   4        5

1 - наименование;

2 - типоразмер (максимальный массовый расход скважинной жидкости, т/сут) установки;

3 - количество подключаемых скважин;

4 - климатическое исполнение;

5 - обозначение ТУ.

Рисунок 1- Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС». Общий вид.

Заводской (серийный) номер установок наносится методом лазерной маркировки на таблички, которые крепятся снаружи технологического блока и аппаратурного блока, приводится в эксплуатационной документации. Пломбирование установок не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) установок обеспечивает реализацию их функций. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Погрешности установок нормированы с учетом влияния ПО.

Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

ScadaPCK32

ScadaPACK 3хх/3ххЕ

ScadaPACK 5хх/5ххх

Direct Logic

SIMATIC S7-300

SIMATIC S7-400

SIMATIC S7-1200

SIMATIC S7-1500

B&R X20

K15

MKLogic200

MKLogic-500

Идентификационное наименование программного обеспечения

NIKA.MSP32

NIKA.MSP3

NIKA.MSP5

NIKA.MDL

NIKA.MS3

NIKA.MS4

NIKA.MS12

NIKA.MS15

NIKA.MBR

NIKA.MK15

NIKA.MKL2

NIKA.MKL5

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

SP32 .xxxx

SP3 .xxxx

SP5 .xxxx

DL.xххх

S3.xxxx

S4.xxxx

S12.xxxx

S15.xxxx

BR .хххх

K15. xxxx

MKL2. xxxx

MKL2. xxxx

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

-

-

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1

-

-

Примечание: ххх - номер подверсии

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 6 и 7

Таблица 6 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут

от 0,3 до 4000

Диапазон изменений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)

от 1 до 68750 (от 24 до 1650000)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, %

± 2,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % от 0 до 70 % свыше 70 до 95 % свыше 95 %

± 6,0

± 15,0 не нормируется

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема газа, %

± 5,0

Таблица 7 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

Скважинная жидкость

Диапазон давления, МПа, (кгс/см2)

от 0,3 (3,0) до 16,0 (160)

Диапазон температуры перекачиваемой рабочей среды, °С

от - 51 до + 100

Диапазон кинематической вязкости рабочей среды, мм2/с

от 1 до 25002

Диапазон плотности рабочей среды, кг/м3

от 650 до 1320

Диапазон плотности нефти, кг/м3

от 650 до 980

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3

1000-1320

Объемная доля воды в скважинной жидкости, %

от 0 до 100

Содержание механических примесей не более, мг/л

5000

Содержание парафина не более, % объемных

15,0

Содержание сероводорода, объемное, % не более

25,0

Количество входов для подключения скважин

от 1 до 30

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

- частота переменного тока, Гц

- потребляемая мощность, кВА, не более

380±38/220±22 50±0,4 20

Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69

У, М, УХЛ

Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИП и А, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее

80000

Срок службы, лет

20

1 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости.

2 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает техническое решение для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально

Знак утверждения типа

наносится в центр титульных листов паспорта и руководства по эксплуатации установок типографическим способом, на таблички БТ и БА - методом лазерной маркировки или аппликацией.

Комплектность

Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС» приведен в таблице 8.

Таблица 8 - Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС»

Наименование

Обозначение

Кол-во

Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС»

«НИКА-ОПТИМАСС» -ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39051-29191682-2018

1 шт.

Руководство по эксплуатации

НПЗУ-00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Паспорт

НПЗУ-00.00.00.000 ПС

1 экз.

Комплект ЗИП

1 комп.

Комплект монтажных частей

1 комп.

Методика поверки поставляется по требованию потребителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС».

Нормативные документы

Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

ПНСТ 360-2019 «Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС». Технические условия

Смотрите также

83979-21
2A(V) Датчики виброскорости
Общество с ограниченной ответственностью "ГТЛаб" (ООО "ГТЛаб"), Нижегородская обл., г. Саров
Датчики виброскорости 2A(V) (далее по тексту - датчики) предназначены для измерений виброскорости при вибрационных и ударных воздействиях.
Default ALL-Pribors Device Photo
83980-21
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС
Общество с ограниченной ответственностью "Прософт-Системы" (ООО "Прософт-Системы"), г. Екатеринбург
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Старицкой ВЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Северной ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Ярославской области (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена д...
83982-21
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 "Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО "ЕВРАЗ ЗСМК"
Акционерное общество "ЕВРАЗ Объединенный Западно-Сибирский металлургический комбинат" (АО "ЕВРАЗ ЗСМК"), Кемеровская область - Кузбасс, г. Новокузнецк
Система измерительная автоматизированной системы управления технологическим процессом турбогенератора № 6 «Западно-Сибирская ТЭЦ-филиал АО «ЕВРАЗ ЗСМК» (далее - ИС АСУТП) предназначена для измерений осевых сдвигов, прогиба, расширений и виброскоросте...
83983-21
PROTO Счетчики воды ультразвуковые
Общество с ограниченной ответственностью "ИзиТек" (ООО "ИзиТек"), г. Москва
Счётчики воды ультразвуковые PROTO (далее также - счётчики) предназначены для измерений объёма холодной питьевой или чистой технической и горячей воды. Счётчики предназначены для применения в системах хозяйственно-питьевого водоснабжения индивидуальн...