Установка для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН

Основные
Тип УИСН
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 483 п. 31 от 09.07.2012
Номер сертификата 47157
Срок действия сертификата 09.07.2017
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C

Назначение

Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее - установки) моделей УИСН-100/10, УИСН-100/30, УИСН-100/100, УИСН-100/150, УИСН-400/10, УИСН-400/30, УИСН-400/100, УИСН-400/150, УИСН-1500/30, УИСН-1500/100, УИСН-1500/150, предназначены для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа в соответствии с ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» и вычисления по их результатам дебита скважин - количества продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.

Описание

Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью массовых или объемных расходомеров газа. В установках производится отбор проб и измеряется объемная доля воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера. Предусмотрена возможность определения массовой доли воды в сырой нефти по плотности нефти и пластовой воды. После измерений водонефтяная смесь и свободный газ попадают в смеситель, где осуществляется смешение, измеренная продукция скважины поступает в нефтесборный коллектор.

Модели установок в зависимости от расхода измеряемых компонентов приведены в таблице 1. Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин. Средства измерений (СИ), входящие в состав установок, должны быть утвержденных типов. Перечень СИ, используемых в установках, а также их технические и метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Предусмотрены два варианта исполнения установок:

-    стационарная (С)

-    передвижная (П).

Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее- ИВК-УИСН), размещенных в едином блок-боксе. Установка располагается на объекте, согласно проекту привязки, как отдельно стоящий блок-бокс - вариант исполнения С, или устанавливается на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобильного прицепа - вариант исполнения П.

Установки обеспечивают выполнение следующих функций:

-    сепарация продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;

-    непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти и плотности сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;

-    непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным влагомером;

-    непрерывное автоматическое измерение объема выделенного в сепараторе свободного нефтяного газа датчиками расхода газа;

-    непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа датчиками давления и температуры;

-    визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и ртутными термометрами;

-    непрерывный отбор проб жидкости автоматическим пробоотборником (дополнительная опция);

-    периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;

-    автоматическое измерение и регулирование уровня раздела фаз «газ-жидкость» в сепараторе;

-    определение массы нефти без учета воды;

-    определение дебита (производительности) нефтяной скважины по жидкости, нефти, газу и воде;

-    определение газового фактора;

-    отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;

-    регистрация и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного месяца;

-    создание и ведение журналов событий;

- защита от несанкционированного доступа системой паролей.

Общий вид установки показан на рисунке 1.

Модели установок

Диапазон расхода жидкости*, т/ч (т/сут)

Диапазон расхода газа при рабочих условиях*, м3/ч

CMF/F

Promass 83I

Promass 83E

ДРГ.М

жидкость

газ

жидкость

газ

жидкость

газ

газ

УИСН-100/10

от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100)

от 1 до 50

CMF/F50

и/или

CMF/F100

CMF/F50

83I15 и/или 83I25

83I25

83E15 и/или 83E25

83E25

ДРГ.М-160/80

УИСН-100/30

от 4 до 125

CMF/F50

и/или

CMF/F100

CMF/F100

83I15 и/или 83I25

83I25 и/или 83I40

83E15 и/или 83E25

83E25 и/или 83E40

ДРГ.М-160

УИСН-100/100

от 10 до 400

CMF/F50

и/или

CMF/F100

CMF/F50

и/или

CMF/F200

83I15 и/или 83I25

83I25 и/или 83I50

83E15 и/или 83E25

83E25 и/или 83E50

ДРГ.М-400

УИСН-100/150

от 20 до 650

CMF/F50

и/или

CMF/F100

CMF/F50

и/или

CMF/F300

83I15 и/или 83I25

83I40 и/или 83I80

83E15 и/или 83E25

ДРГ.М-800

УИСН-400/10

от 0,030 до 16,67 (от 0,72 до 400)

от 1 до 200

CMF/F100

и/или

CMF/F200

CMF/F100

83I15 и/или 83I40

83I25 и/или 83I40

83E15 и/или 83E40

83E25 и/или 83E40

ДРГ.М-400

УИСН-400/30

от 20 до 500

CMF/F100

и/или

CMF/F200

CMF/F50

и/или

CMF/F200

83I15 и/или 83I40

83I25 и/или 83I80

83E15 и/или 83E40

-

ДРГ.М-800

УИСН-400/100

от 40 до 1600

CMF/F100

и/или

CMF/F200

CMF/F300

83I15 и/или 83I40

-

83E15 и/или 83E40

-

ДРГ.М-1600

УИСН-400/150

от 62,5 до 2500

CMF/F100

и/или

CMF/F200

-

83I15 и/или 83I40

-

83E15 и/или 83E40

-

ДРГ.М-2500

УИСН-1500/30

от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500)

от 40 до 1600

CMF/F200

и/или

CMF/F300

CMF/F300

83I40 и/или 83I80

-

-

-

ДРГ.М-1600

УИСН-1500/100

от 250 до 6300

CMF/F200

и/или

CMF/F300

-

83I40 и/или 83I80

-

-

-

ДРГ.М-10000

УИСН-1500/150

от 250 до 9500

CMF/F200

и/или

CMF/F300

-

83I40 и/или 83I80

-

-

-

ДРГ.М-10000

* В зависимости от варианта исполнения

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых погрешностей измерений

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 050 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 6,8 т/ч (0,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ±0,1%, массового расхода и массы газа

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 27,2 т/ч (1,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

±0,35 %, пределы основной абсолютной погрешности измерений плотности жидкости

±0,5 кг/м3

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 87,1 т/ч (4,0 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 272,0 т/ч (13,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 050 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 8,16 т/ч (0,357 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ±0,2 %, массового расхода и массы газа

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 100 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 32,65 т/ч (1,366 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

±0,5 %, пределы основной абсолютной погрешности измерений плотности жидкости

±1,0 кг/м3

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 200 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 87,1 т/ч (3,810 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 300 с измерительным преобразователем 2700

Наибольший расход жидкости (газа): 272,2 т/ч (14,865 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3

Расходомер массовый Promass 83I, DN 15, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа): 6,5 т/ч (0,07 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ± 0,1 %, массового расхода и массы газа ± 0,50 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ± 0,5 кг/м3;

Расходомер массовый Promass 83I, DN 25, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа):

18 т/ч (0,19 т/ч)

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых погрешностей измерений

Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Расходомер массовый Promass 83I, DN 40, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа):

45 т/ч (0,49 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Расходомер массовый Promass 83I, DN 50, PN 40

Наибольший расход газа 0,76 т/ч

Расходомер массовый Promass 83I, DN 80, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа): 180 т/ч (1,96 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Расходомер массовый Promass 83Е, DN 15, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа): 6,5 т/ч (0,06 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ± 0,20 %, массового расхода и массы газа ± 0,75 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ± 0,5 кг/м3;

Расходомер массовый Promass 83Е, DN 25, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа):

18 т/ч (0,17 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Расходомер массовый Promass 83Е, DN 40, PN 40

Наибольший расход жидкости (газа):

45 т/ч (0,43 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3

Расходомер массовый Promass 83Е, DN 50, PN 40

Наибольший расход газа 0,67 т/ч

Датчик расхода газа ДРГ.М-160/80

от 1 до 80 м3/ч при рабочих условиях

Пределы основной относительной погрешности в диапазоне от Qmin до 0,1Qmax и от 0,9Qmax до Qmax: ± 1,5 %, пределы основной относительной погрешности в диапазоне от 0,1Qmax до 0,9 Qmax: ± 1,0 %;

Датчик расхода газа ДРГ.М-160

от 4 до 160 м3/ч при рабочих условиях

Датчик расхода газа ДРГ.М-400

от 10 до 400 м3/ч при рабочих условиях

Датчик расхода газа ДРГ.М-800

от 20 до 800 м3/ч при рабочих условиях

Датчик расхода газа ДРГ.М-1600

от 40 до 1600 м3/ч при рабочих условиях

Датчик расхода газа ДРГ.М-2500

от 62,5 до 2500 м3/ч при рабочих условиях

Датчик расхода газа ДРГ.М-10000

от 250 до 10000 м3/ч при рабочих условиях

Влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100

от 0% до 100 % объемной доли воды

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при содержании воды:

-    от 0 % до 70 % - ±1,0 %,

-    от 70 % до 100 % - ± 1,5 %

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых погрешностей измерений

Влагомер поточный модели F

от 0 % до 100 % объемной доли воды

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности в диапазоне содержании воды:

-    от 0 % до 10 % - ± 0,15 %,

-    от 10 % до 20 % - ± 0,20 %,

-    от 20 % до 70 % - ± 1,0 %,

-    от 70 % до 100 % - ± 1,5 %

Влагомер сырой нефти ВОЕСН

от 0,1 % до 99,9 % объемной доли воды в нефти

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти при содержании воды:

-    от 0,1 % до 70 % - ± 1,0 %,

-    от 70 % до 99,9 % - ± 1,5 %.

от 2,0 % до 99,9 % объемной доли нефти в воде

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объемной доли нефти в воде при содержании нефти: -от 30,0 % до 99,9 % - ± 4,0 %,

-    от 5,0 % до 30,0 % - ± 10 %,

-    от 2,0 % до 5,0 % - ± 18 %;

Влагомер нефти поточный RED EYE 2G

от 0 % до 100 % объемной доли воды

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 2 %;

Влагомер нефти AGAR OW-201

от 0 % до 100 % объемной доли воды

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1,0 %;

Датчик избыточного давления Метран-100

от 0 до 4,0 МПа

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25 % .

Датчик избыточного давления Метран-150

от 0 до 6,0 МПа

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,20 %

Датчики температуры 644, 3144Р

от 0 °С до 100 °С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С

Преобразователи измерительные АТТ2100

от 0 °С до 100 °С

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,17 °С.

Манометр МТИ-1246

от 0 до 6,0 МПа

Класс точности 0,6

Термометр стеклянный ртутный лабораторный типа ТЛ-4 № 1

от минус 30 °С до 20 °С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С.

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2

от 0 °С до 55 °С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С.

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3

от 55 °С до 105 °С

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С.

Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410

от 0 °С до 100 °С

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,1 оС.

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых погрешностей измерений

Уровнемер OPTIFLEX 1300C

от 0 до 1000 мм

Пределы допускаемой абсолютной погрешности

± 3,0 мм;

Хроматограф газовый СР -4900 Micro-GC

Предел допускаемого значения относительного СКО высоты пика (по метану для ДТП, по метилмеркаптану для ДМД) (n=10) 3%

Плотномер портативный DM-230

от 650 до 1100

Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении плотности ± 0,5 кг/м3

Прибор УОСГ- 100 СКП

Диапазон измерений давления в пробоотборной камере от 0 до 10 МПа. Диапазон измерений изменения вместимости пробоотборной камеры от 0 до 33 мл

Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,1 МПа.

Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости пробоотборной камеры ± 0,2 мл

Прибор УОСГ-1РГ

Диапазон измерений давления от 0 до 60 МПа. Диапазон измерений изменения вместимости измерительной камеры от 0 до 130 мл

Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,04 МПа. Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости измерительной камеры ± 0,5 мл

Прибор автоматический лабораторный АЛП-01 ДП

Диапазон измерений давления насыщенных паров, от 0,01 до 0,16 МПа. Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не менее 20

Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,001 МПа. Погрешность определения соотношения объемов измерительной камеры и отбираемой пробы не более 2,5 %

Прибор АЛП-1РГ

Диапазон измерений давления насыщенных паров от 0,05 до 6,0 МПа. Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не менее 100

Пределы абсолютной погрешности при измерении давления в диапазоне от 0,05 до 0,2 МПа ± 0,003 МПа; в диапазоне от 0,21 до 6,0 МПа ± 0,010 МПа. Погрешность при определении соотношения вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не более ± 5 %

В установках используется встроенное программное обеспечение, установленное в ИВК-УИСН (далее - ПО ИВК-УИСН).

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК-УИСН_

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычислений цифрового идентификатора программного обеспечения

Прикладное ПО

компьютера

ИВК

IVK-UISN.exe

0458.ХХ.ХХ

Указан в свидетельстве о метрологической аттестации ПО ИВК-УИСН.

CRC32

ПО ИВК-УИСН и алгоритмы обработки результатов измерений аттестованы в установленном порядке. Контроль целостности и подлинности ПО осуществляется посредством расчета контрольной суммы исполняемого файла по алгоритму CRC32. Влияние ПО на метрологические характеристики установок учтено при нормировании их метрологических характеристик.

Защита данных от несанкционированного доступа в ПО ИВК-УИСН обеспечивается разграничением прав пользователей. Введены четырехуровневая система доступа и система паролей. Предусмотрена физическая защита (опломбирование) ИВК-УИСН от несанкционированного доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений

- С, в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблице 4. Таблица - 4

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении:

- массы сырой нефти, %

± 2,5*

- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях) до 70 %, %

± 6,0*

- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях) от 70 % до 95 %, %

± 15,0*

- объема свободного нефтяного газа, %

± 5,0*

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)

от 0,008 до 62,5 (от 0,1 до 1500)

Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих

3 3

условиях, м /ч (м /сут)

от 1 до 9500 (от 24 до 228000)

Рабочая среда

Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть):

-    диапазон рабочей температуры, оС

-    давление рабочей среды, МПа, не более

сырая нефть и свободный нефтяной газ

от 0 до 73 4,0

-    диапазон объемной доли воды в сырой нефти, %

-    диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

-    содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более

-    кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт, не более

-    объемная доля сероводорода, %, не более

от 0,1 до 100 от 785,0 до 1200

0,5

500

5,0

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК-УИСН при измерении постоянного тока, мА Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК-УИСН при измерении количества импульсов, %

± 0,01 ± 0,01

Параметры электрического питания:

-    род тока

-    напряжение, В

-    частота, Гц

-    потребляемая мощность, кВ • А, не более

переменный

220 +22-33 / 380 +38 -57 50,0 ± 1,0 20

Условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды в блоке технологическом, оС

-    температура окружающей среды

о/~'

в аппаратном отсеке, С

-    относительная влажность окружающего воздуха при температуре 15 оС, %, не более

-    рабочий диапазон атмосферного давления, кПа.

от 5 до 45 от 15 до 25 96

от 84 до 106,7

Габаритные размеры:

-    длина, мм, не более

-    ширина, мм, не более

-    высота, мм, не более

8500

2600

3990

Масса, кг , не более

10 000

Срок службы, лет, не менее

10

Средняя наработка на отказ по функции измерения количества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее

8800

* При соблюдении требований к диапазонам и погрешностям СИ, входящих в состав конкретной установки, и рассчитанных в соответствии с методикой измерений.

Примечание - Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти свыше 95 % определяются в соответствии с аттестованной методикой измерений.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной графики и на паспортную табличку методом офсетной печати.

Комплектность

Установка для измерений количества

сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН

(состав установки определяется при заказе)    1 шт.

Комплект ЗИП    1 шт.

Руководство по эксплуатации    1 экз.

Руководство оператора    1 экз.

Паспорт    1 экз.

Методика поверки    1 экз.

Поверка

осуществляется согласно документу МП 2550-0179-2011 « Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 21 сентября 2011 года.

Основные средства поверки:

Рабочий эталон РЭ ВТ- 6-98, диапазон воспроизведения массового расхода от 0,012 до 320 т/ч, доверительная относительная погрешность определения массы жидкости при доверительной вероятности 0,99 - 0,03 %.

Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.

Основные метрологические характеристики УПВА:

-    диапазон формирования силы тока, мА    от 0,5 до 20;

-    пределы допускаемой абсолютной

погрешности формирования силы тока, мкА    ± 3;

-    диапазон формирования частоты импульсных

последовательностей (канал «F4», канал «N»), Гц    от 0,1 до 15000;

-    пределы допускаемой относительной погрешности

формирования частоты импульсных последовательностей, %    ± 5^10-4;

-    пределы допускаемой абсолютной погрешности

формирования количества импульсов в пачке, имп.    ± 2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в пункте 6.2 документа «0458.00.00.000-00 РЭ. Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к передвижной установке для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа УИСН

1    ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2    Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».

Рекомендации к применению

Выполнение работ и (или) услуг по обеспечению единства измерений, выполнение государственных учетных операций на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности.

Развернуть полное описание