Установки измерительные "НИКА-ОПТИМАСС"
Номер в ГРСИ РФ: | 83978-21 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "НИКА-ПЕТРОТЭК", г. Екатеринбург |
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 | 17.11.2024 |
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