Установки измерительные "НИКА-ОПТИМАСС"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Описание

Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и последующем измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу скважинной жидкости измеряют прямым методом динамических измерений при сливе или косвенным методом измерений с применением объемных расходомеров жидкости и данных по плотности скважинной жидкости определенных по результатам измерений влагосодержания при помощи поточного влагомера и данных лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Содержание воды в скважинной жидкости определяют с помощью влагомера или на основании лабораторных измерений или по результатам измерений плотности скважинной жидкости по каналу измерений плотности массового расходомера жидкости с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.

Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации попутного нефтяного газа производится с применением кориолисовых, вихревых или ультразвуковых счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа, приведенный к стандартным условиям.

В состав установок входят следующие основные части:

-    блок технологический (далее по тексту - БТ);

-    блок аппаратурный (далее по тексту - БА);

-    блоки функциональные;

-    комплект средств жизнеобеспечения.

В состав БТ входят измерительный и распределительный модули.

Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный или вертикальный сепаратор.

Емкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости, поступающей со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчики жидкости и газа.

Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости (массовыми), расходомерами газа - массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.

Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.

Таблица 1 - Средства измерений расхода жидкости

Наименование

Регистрационный

номер

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

71393-18

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

76785-19

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC

75394-19

Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»

42953-15

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400

53804-13

Расходомеры массовые Promass

15201-11

Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200

57484-14

Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500)

68358-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ

60937-15

Счетчики-расходомеры массовые МИР

68584-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С

75514-19

Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430

62320-15

Таблица 2 - Средства измерений расхода газа

Наименование

Регистрационный

номер

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

71393-18

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

76785-19

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC

75394-19

Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»

42953-15

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400

53804-13

Расходомеры массовые Promass

15201-11

Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200

57484-14

Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500)

68358-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ

60937-15

Счетчики-расходомеры массовые МИР

68584-17

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С

75514-19

Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430

62320-15

Счетчики газа КТМ600 РУС

62301-15

Расходомеры Turbo Flow GFG

57146-14

Наименование

Регистрационный

номер

Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600

43981-11

Счетчики газа ультразвуковые СГУ

57287-14

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

Расходомеры-счётчики вихревые 8800

14663-12

Расходомеры-счётчики вихревые OPTISWIRL 4070

52514-13

Расходомеры вихревые Prowirl

15202-14

Расходомеры ультразвуковые «Вымпел-100»

60934-15

Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 (ЭВ-200)»

42775-14

Датчики расхода газа ДРГ.М

26256-06

Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M»

77155-19

Датчики расхода-счётчики «ДАИМЕТИК-1261»

67335-17

Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 7300

67993-17

Расходомеры-счётчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)

73894-19

Комплексы учёта газа ЭМИС-ЭСКО 2230

60577-15

Расходомеры-счетчики тепловые t-mass

35688-13

Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды

Наименование

Регистрационный

номер

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-12

Влагомеры поточные ВСН-АТ

62863-15

Влагомеры поточные моделей L и F

56767-14

Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® Multiphase

47355-11

Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т

59365-14

Влагомеры микроволновые поточные МПВ700

65112-16

Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф

63101-16

Влагомеры «САТЕЛ-РВВЛ»

69346-17

Для измерений давления применяются измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % и манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 10 МПа, с классом точности не ниже 1,5.

Для измерений разности давлений и гидростатического давления столба жидкости применяются измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно 0,4 МПа и 0,016 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %.

Для измерений температуры применяются измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от минус 5 до плюс 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

-    измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2) с классом точности не ниже 0,5;

-    измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;

-    измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

-    счетчики жидкостные турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1,5 %;

-    манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2), с классом точности не ниже 1,5.

Для индикации наличия свободного нефтяного газа в скважинной жидкости используются влагомеры многофазные поточные «КВАЛИТЕТ» ВМП.0704 (регистрационный № 79608-20).

В состав модуля БТ входят: входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее по тексту - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод, выходной коллектор, патрубки для подключения передвижной измерительной установки, фильтры.

В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее по тексту -БИОИ) и шкаф силовой взрывозащищенного или общепромышленного исполнения.

В составе БИОИ могут быть применены следующие измерительные контроллеры.

Таблица 4 - Измерительно-вычислительные контроллеры

Наименование

Регистрационный номер

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

69436-17

Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305

56993-14

Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator

65466-16

Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300

15772-11

Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500

60314-15

Системы управления модульные B&R Х20

57232-14

Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500еСо

51396-12

Контроллеры измерительные К15

75449-19

Контроллеры программируемые логические MKLogic200

67996-17

Контроллеры программируемые логические MKLogic-500

65683-16

Комплекс программного обеспечения (далее по тексту - ПО) предназначен для обеспечения выполнения установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.

Установки имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу скважинной жидкости и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения приведен ниже:

«НИКА-ОПТИМАСС» - ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 1    2 3 4 5

1    - наименование;

2    - типоразмер (максимальный массовый расход скважинной жидкости, т/сут) установки;

3    - количество подключаемых скважин;

4    - климатическое исполнение;

5    - обозначение ТУ.

Заводской (серийный) номер установок наносится методом лазерной маркировки на таблички, которые крепятся снаружи технологического блока и аппаратурного блока, приводится в эксплуатационной документации. Пломбирование установок не предусмотрено.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) установок обеспечивает реализацию их функций. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Погрешности установок нормированы с учетом влияния ПО.

Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 5.

Идентификационные данные (признаки)

2

3

C

%

a

о

S

ScadaPACK

3хх/3ххЕ

ScadaPACK

5xx/5ххх

Direct Logic

0

0

3

-

7

S

О

I

IT

A

MI

I

S

0

0

4 -7

5

о

I

IT

A

MI

I

S

SIMATIC S7-1200

0

0

5

-

7

S

О

I

IT

A

MI

I

S

0

2

X

Р£н

PQ

5

MKLogic200

MKLogic-500

Идентификационное наименование программного обеспечения

2

3

P

S

<

I

Ъ

3

P

S

<

K

I

NI

5

P

S

<

K

I

NI

L

<

K

I

NI

3

S

SM.

<

K

I

NI

4

5

SM.

<

K

I

NI

2

1S

<

K

I

NI

5

1S

<

K

I

NI

R

<

K

I

NI

5

K

I

NI

2

L

<

K

I

NI

5

L

<

K

I

NI

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

х

х

х

*

(N

3

P

S

X

X

X

*

3

P

S

x

x

x

5

P

S

х

х

х

х

.L

D

x

x

x

х

.3

S

x

x

x

х

4.

S

x

x

x

X

2.

1S

x

x

x

*

5.

1S

x

х

х

х

p4

PQ

x

x

x

X

5.

1K

x

x

x

x

Ы

L

x

x

x

x

Ы

L

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм вычисления

цифрового идентификатора

Примечание: ххх - номер подверсии

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 6 и 7

Таблица 6 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут

от 0,3 до 4000

Диапазон изменений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)

от 1 до 68750 (от 24 до 1650000)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, %

± 2,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), %

от 0 до 70 % свыше 70 до 95 % свыше 95 %

± 6,0 ± 15,0 не нормируется

Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема газа, %

± 5,0

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

Скважинная жидкость

Диапазон давления, МПа, (кгс/см2)

от 0,3 (3,0) до 16,0 (160)

Диапазон температуры перекачиваемой рабочей среды, °С

от - 51 до + 100

Диапазон кинематической вязкости рабочей среды, мм2/с

от 1 до 25002

Диапазон плотности рабочей среды, кг/м3

от 650 до 1320

Диапазон плотности нефти, кг/м3

от 650 до 980

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3

1000-1320

Объемная доля воды в скважинной жидкости, %

от 0 до 100

Содержание механических примесей не более, мг/л

5000

Содержание парафина не более, % объемных

15,0

Содержание сероводорода, объемное, % не более

25,0

Количество входов для подключения скважин

от 1 до 30

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Г ц

-    потребляемая мощность, кВА, не более

380±38/220±22

50±0,4

20

Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69

У, М, УХЛ

Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИП и А, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее

80000

Срок службы, лет

20

1    - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости.

2    - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает техническое решение для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально

Знак утверждения типа

наносится в центр титульных листов паспорта и руководства по эксплуатации установок типографическим способом, на таблички БТ и БА - методом лазерной маркировки или аппликацией.

Комплектность

Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС» приведен в таблице 8.

Наименование

Обозначение

Кол-во

Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС»

«НИКА-ОПТИМАСС» -ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39051-29191682-2018

1 шт.

Руководство по эксплуатации

НПЗУ-00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Паспорт

НПЗУ-00.00.00.000 ПС

1 экз.

Комплект ЗИП

-

1 комп.

Комплект монтажных частей

-

1 комп.

Методика поверки поставляется по требованию потребителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС».

Нормативные документы

Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»

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

ПНСТ 360-2019 «Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС». Технические условия

Развернуть полное описание