Установка измерительная нефти и нефтяного газа

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.

Описание

Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующем измерении массы сырой нефти и объема попутного нефтяного газа.

Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).

Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений с применением СРМ и результатов измерений плотности попутного нефтяного газа. Приведение измеренного объема и плотности попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки.

Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:

-    прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);

-    косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в СОИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;

-    в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в СОИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.

Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.

Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды используются показывающие средства измерений температуры.

СОИ установки реализована на основе системы управления модульной B&R X20. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.

Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ) приведен в таблице 1

Наименование средств измерений

Регистрационный номер в в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа:

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМБ 300; F 200)

45115-16

Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)

24604-12

Влагомеры поточные L и F (мод. F)

56767-14

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

32180-11

Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)

47355-11

Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:

Датчики избыточного давления Метран-150

32854-13

Манометры показывающие МПА-Кс

50119-12

Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700

38548-13

Система сбора и обработки информации:

Системы управления модульные B&R X20

57232-14

* Опционально, при установке влагомера.

Пломбирование установок не предусмотрено.

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AgzuIMS-C

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 3.71.1

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

-

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

-

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды_

Наименование характеристики

Значение

Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут

250

Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т

2000

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при из

массы сырой нефти

массы сырой нефти без учета воды:

-    при содержании объемной доли воды до 70 % включ.

-    при содержании объемной доли воды от св. 70 до 95 % включ.

-    при содержании объемной доли воды св. 95 %

объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

мерении:*

±2,5

±6,0 ±15,0 устанавливается в методике измерений ±5,0

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

нефтегазоводяная

смесь

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

98

Диапазон рабочего избыточного давления, МПа

от 1,2 до 10,0

Диапазон температуры рабочей среды, оС

от -5 до +20

Диапазон кинематическойвязкости нефти при +20 °С, сСт

от 1 до 150

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

от 690 до 1100

Диапазон плотности нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м3

от 690 до 860

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

1407

* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Максимальное количество подключаемых скважин

6

Режим работы

Постоянный /периодический

Условия эксплуатации:

о/"ч

-температура в помещениях измерительной установки С, не ниже

+5

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

220±22, 380±38 50±1

Потребляемая мощность, кВ А, не более

50

Средний срок службы, лет

15

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность поставки*

Наименование

Обозначение

Количество

Установка, заводской номер 005

1 шт.

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

1 шт.

Руководство по эксплуатации

0801.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 0561-9-2017

1 экз.

Паспорт

0801.00.00.000 ПС

1 экз.

*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0561-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03 ноября 2016 г. 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.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/15109-16 от 12 декабря 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых 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

Техническая документация изготовителя

Развернуть полное описание