Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 8
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

Назначение

Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ (далее - установки) предназначены для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа, с учетом количества газа, используемого для газлифтной добычи.

Описание

Установки состоят из технологического блока (далее - БТ), включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, блока переключения скважин, содержащего трехходовые краны или переключатель скважин многоходовой, измерительных линий расхода и количества продуктов сепарации, оснащенных средствами измерений и вспомогательным оборудованием, трубопроводной обвязки и шкафа управления и индикации установки (далее - ШУИ), служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установок.

Принцип действия установок заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующих измерениях массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа.

Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5 %.

Объемный расход и объем свободного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода ) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 % или с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,0 %. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется в ШУИ.

Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %. Измеренные значения передаются в ШУИ установки для формирования отчетов по всем скважинам и передачи их в систему верхнего уровня.

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

-    с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии) с пределом абсолютной погрешности не более 1% при содержании объемной доли воды до 70 % , не более 1,5% при содержании объемной доли воды до 100%.

-    по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течение установленного периода времени;

-    по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течение установленного периода времени.

Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются по результатам измерений 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 датчиков давления с пределами приведенной погрешности не более ±0,5 % . Для индикации давления используются показывающие средства измерений давления.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 оС. Для индикации температуры используются показывающие средства измерений температуры.

ШУИ установок реализован на основе программируемых логических контроллеров. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов в значения физических величин, расчет количества нефти и нефтяного газа по каждой скважине с учетом введенных согласно МИ условно-постоянных величин (констант) для каждой скважины, формирование отчетов и передачу их в систему верхнего уровня.

Типы средств измерений (СИ), используемых в составе установки, выбираются из таблицы 1 на этапе изучений условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.

Общий вид БТ установок представлен на рис. 1. Пломбирование установок не предусмотрено.

Конструкция и вид БТ установки может отличаться от приведенной на рисунке 1 в зависимости от типов используемых в составе установки СИ.

Перечень применяемых в установке СИ и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведены в таблице 1.

Наименование средств измерений

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

СИ массы и массового расхода жидкости и газа

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Расходомеры массовые Promass

15201-11

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

68358-17

СИ объема и объемного расхода газа в рабочих условиях

Датчики расхода газа ДРГ.М

26256-06

Датчики расхода газа “DYMETIC-1223M”

57997-14

Счетчики газа “DYMETIC-9423M”

57998-14

СИ содержания объемной доли воды в нефти

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-12

Влагомеры поточные ВСН-АТ

62863-15

Влагомеры поточные L и F

56767-14

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

32180-11

Измерители обводненности Red Eye 2G® и Red Eye 2G® Multiphase

47355-11

СИ давления

Датчики давления Метран-100

22235-08

Датчики давления Метран-150

32854-13

Преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200

37667-13

Датчики давления малогабаритные КОРУНД

47336-16

СИ температуры

Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р

63889-16

Преобразователи измерительные ATT2100

70157-18

Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р

56381-14

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700

38548-13

Преобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех

23410-13

Преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ех

23410-13

ШУИ

Системы управления модульные B&R X20

57232-14

Примечание:. Конкретные модели СИ определяются заказом

Программное обеспечение

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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AgzuIMS.br

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 3.72.1

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

-

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 установок и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 3 а.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установок

Наименование характеристики

Значение

Наибольший расход жидкости в зависимости от типоразмера (варианта исполнения), т/сут

100; 400; 1500; 2000; 3000; 4000; 6000

Диапазон измерений объемного расхода свободного и газлифтного газа, приведенные к стандартным условиям, м3/сут *

от 24 до 240000

Пределы допускаемой относительной погрешности установок, %, при измерениях

- массы сырой нефти

±2,5

-    массы сырой нефти без учета воды:

-    при содержании объемной доли воды до 70 % включ.

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

-    при содержании объемной доли воды свыше 95 %

±6

±15

Устанавливается в аттестованной методике измерений

объема свободного и газлифтного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

±5

Примечание: * - уточняется при заказе

Таблица 3 а - Основные технические характеристики и параметры измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Максимальное количество подключаемых скважин

14

Режим работы

Непрерывный

Условия эксплуатации:

-температура в блоке технологическом, блоке переключения скважин и блоке автоматики, оС, не ниже*

+5

+10

Средний срок службы, лет

10

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда

Нефтегазоводяная смесь, газлифтный газ

Содержание воды в сырой нефти, %, не более

100

Содержание сероводорода, % объемных, не более

8,0

Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа, не более -нефтегазоводяная смесь -газлифтный газ

6,3

10,0

Температура рабочей среды, оС -нефтегазоводяная смесь -газлифтный газ

от 0 до 80 от 0 до 80

Наименование характеристики

Значение

Плотность сырой нефти, кг/м3

от 690 до 1400

Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20 °С, кг/м3

от 690 до 1160

Напряжение переменного тока, В

380±38/220±22

Частота переменного тока, Гц

50±1

Примечание: * - уточняется при заказе

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность поставки*

Наименование

Обозначение

Количество

Установка измерительная нефти и нефтяного газа ИУНГ

1 шт.

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

1 шт.

Установка измерительная нефти и нефтяного газа. Руководство по эксплуатации

0814.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 0711-9-2017

1 экз.

*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0711-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 декабря 2017 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 поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

отсутствуют.

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

ТУ 3667-003-92743614-2015 Измерительные установки нефти и нефтяного газа. Технические условия

Развернуть полное описание