Установки измерительные CSM

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

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.

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.

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.

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 нор мируется

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

СSM 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 СSМ. 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 СSМ», 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 СSМ. Технические условия

Развернуть полное описание