Установки измерительные мобильные УЗМ

Основные
Тип УЗМ
Год регистрации 2009
Дата протокола Приказ 1725 п. 14 от 28.10.201412 от 03.12.09 п.483
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 37558
Примечание 28.10.2014 продлен срок свидетельстваВзамен № 27867-04
Срок действия сертификата 28.10.2019
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ТУ 3667-014-12530677-98
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

Назначение

Установки измерительные мобильные УЗМ (далее - установки) предназначены для автоматических измерений массы скважинной жидкости, добываемой из нефтяных скважин, объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси (далее - НС), приведенного к стандартным условиям и массы скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа.

Описание

Принцип работы установки основан на следующих методах измерений:

А) Методы измерений массового расхода и массы скважинной жидкости:

- метод гидростатического взвешивания;

- прямой метод динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых;

Б) Методы измерений объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям:

- косвенный метод «P,V,T»;

- прямой метод динамических измерений с применением расходомеров газа;

В) Методы измерений массового расхода скважинной жидкости за вычетом воды и попутного нефтяного газа:

- косвенный метод расчета объемной доли воды в скважинной жидкости по измеренному значению плотности жидкости;

- прямой метод измерений объемной доли воды в скважинной жидкости поточным преобразователем влагосодержания.

Установка выпускается в двух модификациях:

- УЗМ - в блок-боксах (мобильных зданиях), с возможностью установки на прицеп специальный;

- УЗМ.Т - в блок-боксах на базе шасси автомобиля.

В состав установки входит:

- блок технологический;

- блок контроля и управления;

- опционально: прицеп специальный (УЗМ) или шасси автомобиля (УЗМ.Т).

Технологический блок и блок контроля и управления представляют собой два отдельных помещения, расположенных в одном или нескольких закрытых блок-боксах или кузове-фургоне.

В технологическом блоке размещены трубопроводная обвязка, сепарационная емкость, первичные преобразователи средств измерений, запорная и регулирующая арматура, системы вентиляции.

Блок технологический обеспечивает:

- отделение свободного газа из смеси и выполнение цикла измерения расхода по жидкости и газу;

- передачу информации с датчиков давления, датчиков расхода, датчиков температуры и сигнализаторов (индикаторов) уровня в блок контроля и управления;

- визуальный контроль за технологическими параметрами: давление, уровень жидкости в емкости сепарационной.

В блоке контроля и управления размещены вторичные преобразователи средств измерений, средства электрического питания средств измерений, средства управления и электрического питания силового электрооборудования, блок управления и индикации (далее - БУИ).

Блок контроля и управления обеспечивает:

- электрическое питание КИПиА, установленных в блоке технологическом;

- управление и электрическое питание силового электрооборудования;

- прием сигналов с датчиков избыточного и дифференциального давлений, датчиков расхода, температуры и сигнализаторов (индикаторов) уровня;

- обработку сигналов по заданному в программе алгоритму и вычисление расходов по жидкости, компонентам (вода, нефть) и газу контролируемой скважины;

- передачу информации о параметрах измеряемой среды и нештатной ситуации на верхний уровень по стандартному интерфейсу RS 485 (RS 232) Modbus RTU, Modbus TCP/IP (Ethernet) и вывод данной информации на дисплей контроллера и/или панели оператора БУИ;

- сохранение в памяти информации о результатах измерений, полученных в автоматическом режиме в течение последних трех месяцев;

- контроль загазованности и пожара в блоке технологическом.

- опционально возможно управление внешним переключателем скважин многоходовым (ПСМ).

Общий вид установки и технологического блока приведен на рисунках 1а, 1б, 1в, 1г.

Рисунок 1а - Общий вид блок-боксов установки (технологического блока, блока контроля и управления)

Рисунок 1б - Общий вид установки на базе прицепа специального

Рисунок 1в - Общий вид установки на базе шасси автомобиля

Рисунок 1г - Общий вид технологического блока

Структура условного обозначения установки: «УЗМ. X - X X X» ТУ 3667-014-12530677-98

---Обозначение технических условий

Обозначение максимального измеряемого расхода установки, т/сут.

Сокращенное наименование типа установки УЗМ или УЗМ.Т

Пример записи обозначения установки:

Установка измерительная мобильная «УЗМ.Т-400» ТУ 3667-014-12530677-98, где:

УЗМ - установка измерительная мобильная, на базе шасси автомобиля, 400 - верхний предел измерения жидкости, т/сут.

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

Таблица 1 - Перечень средств измерений, применяемых в составе установки

Наименование средства измерений

Регистрационный номер

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

27054-14

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS мод. RC

75394-19

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS мод. RCCT, RCCS/RCCF, RCCS/RCCR

27054-09

Расходомеры массовые Promass (мод. Promass 300, Promass 500)

68358-17

Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS

78635-20

Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS х400

53804-13

Счетчики-расходомеры массовые ЭМИС-МАСС 260

77657-20

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

Датчики расхода ДРГ.М

26256-06

Датчики расхода газа DYMETIC-1223M

77155-19

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-12

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-03

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-07

Влагомер поточный ВСН-АТ

62863-15

Влагомер сырой нефти ВСН-АТ

42678-09

Измерители обводненности Red Eye

47355-11

Плотномеры 804

47933-11

Преобразователи плотности и вязкости FDM,FVM,HFVM

62129-15

Плотномеры Sarasota

51945-12

Комплексы программно-технические «TREI»

38976-08

Комплексы измерительно вычислительные на базе устройств программного управления «TREI-5B»

19767-12

Системы управления модульные B&R X20

57232-14

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

69436-17

Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300

15772-11

Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200

63339-16

Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ 2OOSP

60344-15

Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500

60314-15

Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ 200SP

74165-19

Контроллеры механизированного куста скважин КМКС

50210-12

Контроллеры универсальные МИКОНТ-186

54863-13

Термопреобразователи (датчики температуры) с унифицированным выходным сигналом (4-20) мА и допускаемой основной приведенной погрешностью измерений ± 0,25 %

_

Преобразователи давления измерительные (датчики давления) с унифицированным выходным сигналом (4-20) мА и допускаемой приведенной погрешностью измерений ± 0,5 %

_

Манометры показывающие, класс точности не ниже 1,5

_

Примечание - Комплектация каждого экземпляра установки определяется особыми требованиями заказчика и условиями эксплуатации.

Заводской (серийный) номер установок наносится на таблички ударным способом или фотохимическим способом методом глубокого травления, которые крепятся на элементах конструкции установки (блок-боксе, кузове-фургоне, раме и др.) и также приводится в эксплуатационной документации. Формат нанесения заводского номера - числовой.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) является встроенным в контроллер в составе БУИ установки.

ПО установки обеспечивает автоматическое управление процессом измерения, преобразование входной информации о параметрах продукции нефтяных скважин и вычисление на их основе дебитов скважин по жидкости, воде, нефти и газу, отображение информации о процессе измерения, вычисления и измеренных параметров, передачу информации на верхний уровень.

Информационный обмен между контроллером в составе БУИ и верхним уровнем осуществляется при помощи протокола ModBUS RTU с использованием стандартного интерфейса RS-485.

Защита ПО установки измерительной мобильной УЗМ от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2 и 3.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установки с БУИ на базе комплексов программнотехнических «TREI», систем управления модульных B&R X20, контроллеров SCADAPack, контроллеров программируемых SIMATIC S7-300, контроллеров программируемых SIMATIC S7-1200, устройств распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ 200SP, модулей измерительных контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500, контроллеров механизированного куста скважин КМКС

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

БУИ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

UZM2018

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

6ACB1F0C

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО установки с БУИ на базе контроллеров универсальных «Миконт-186»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

БУИ

Номер версии (идентификационный номер) ПО

UZM2010

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

ED78

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC16

Влияние на ПО установки измерительной мобильной УЗМ через стандартный интерфейс RS-485 отсутствует. Метрологические характеристики средства измерений нормированы с учетом влияния программного обеспечения.

Технические характеристики

Метрологические характеристики установки приведены в таблице 4, основные технические характеристики установки приведены в таблице 5.

Таблица 4 - Метрологические характеристики установки

Наименование параметра

Значение

Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода жидкости (номинальная пропускная способность) установки, т/сут.

400-15001)

Максимальное значение расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут

15000001)

Пределы допускаемой основной2) относительной погрешности установки, %, при измерении:

- массового расхода (массы) скважинной жидкости

- объемного расхода (объема) попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

±2,5

±5,0

Пределы допускаемой основной* относительной погрешности установки при измерении массы скважинной жидкости за вычетом воды и попутного нефтяного газа при содержании воды в скважинной жидкости (в % объемных долях), %: до 70 % свыше 70 до 95% свыше 95 %

±6,0 ±15,0 в соответствии с методикой измерений, утвержденной и аттестованной в установленном порядке

1) в зависимости от типоразмера установки

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

Таблица 5 - Основные технические характеристики установки

Наименование параметра

Значение

УЗМ

УЗМ.Т

Рабочая среда

Нефтегазоводяная смесь

Параметры рабочей среды:

- верхний предел диапазона давления, МПа

- рабочий диапазон температуры, °С

- диапазон плотности жидкости, кг/м3

- максимальное газосодержание, приведенное к стандартным условиям, м3/т

- объемное содержание воды, %, не более

4,0 (6,3;10,0) от -10 до +90 от 600 до 1200 2500 100

Параметры электропитания:

- линейное напряжение. В

- фазное напряжение, В

- частота, Г ц

- допустимые колебания напряжений, В

- допустимые колебания частоты, Г ц

380

220

50 от +10 до -10

от +'

до -1

Потребляемая мощность, кВ\А, не более

10

15

Габаритные размеры, мм, не более - длина - ширина - высота

12000

2550

4000

12000

2550

4000

Масса установки, кг, не более

Масса кузова-фургона, кг, не более

24000

20000

38000

23525

Средняя наработка на отказ, ч

25000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Условия эксплуатации:

- диапазон температуры окружающего воздуха, °С

- относительная влажность, %

- атмосферное давление, кПа

от -60 до +40 от 30 до 90 от 84 до 106,7

Примечание - В таблице приведены максимальные диапазоны измерений для всех типоразмеров и исполнений установок. Диапазоны измерений для каждого экземпляра установки определяются ее комплектацией и указываются в паспорте и руководстве по эксплуатации.

Знак утверждения типа

наносится на табличку блока контроля и управления установки фотохимическим способом методом глубокого травления, а также в центре титульных листов руководств по эксплуатации и паспортов типографским способом.

Комплектность

Комплектность поставки установок соответствует таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность установок УЗМ

Наименование изделия

Обозначение

Количество, шт.

Установка измерительная мобильная УЗМ

ХХХ.00.00.000 (ХХХ.00.00.000-01)

1

Комплект монтажных частей

ХХХ.50.00.000 (ХХХ.50.00.000-01)

1

Комплект запасных частей

ХХХ.60.00.000

1

Комплект инструмента и принадлежностей

ХХХ.70.00.000

1

Эксплуатационная документация согласно ведомости эксплуатационной документации

ХХХ.00.00.000ВЭ

1

ХХХ - шифр исполнения установок УЗМ согласно ТУ 3667-014-12530677-98

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем газа, извлекаемых из нефтяных скважин. Методика измерений установками измерительными мобильными УЗМ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2020.37790).

Нормативные документы

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

ТУ 3667-014-12530677-98 Установка измерительная мобильная УЗМ. Технические условия.

Развернуть полное описание