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.
