Назначение
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П (далее - установки) предназначены для измерений количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа.
Описание
Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью массовых или объемных расходомеров газа. Содержание объемной доли воды в сепарированной жидкости измеряется поточным преобразователем влагосодержания или вычисляется по результатам измерений плотностей сырой нефти, воды и обезвоженной нефти. После измерений сырая нефть и нефтяной газ попадают в смеситель и, далее, в нефтесборный коллектор.
Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин.
Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом (далее - ИВК), размещенных в едином блок-боксе. Установки устанавливаются на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобильного прицепа.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
- сепарацию продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;
- непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;
- непрерывное автоматическое измерение плотности сырой нефти поточными преобразователями плотности или счетчиками-расходомерами массовыми;
- непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным преобразователем влагосодержания или вычисление содержания объемной доли воды по результатам измерения плотностей сырой нефти, пластовой воды и нефти;
- непрерывное автоматическое измерение объема сепарированного свободного нефтяного газа объемным расходомером свободного нефтяного газа;
- непрерывное автоматическое измерение массы сепарированного свободного нефтяного газа массовым расходомером и вычисление объема сепарированного свободного нефтяного газа по результатам измерений его плотности;
- непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа на входе и выходе установки датчиками давления и температуры;
- визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и термометрами на входе и выходе установки и газовом сепараторе;
- отбор в дискретно-непрерывном режиме жидкости автоматическим пробоотборником (дополнительная опция);
- периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;
- автоматическое измерение и регулирование уровня жидкости в сепараторе;
- вычисление массы нефти без учета воды;
- вычисление дебита нефтедобывающей скважины по жидкости, сырой нефти без учета воды, газу и воде;
- отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;
- регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного года;
- создание и ведение электронного журнала событий;
- защита программного обеспечения установки от несанкционированного доступа системой паролей.
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
Установки выпускаются в различных модификациях, отличающихся диапазонами измерений расхода жидкости и газа, приведенного к стандартным условиям, но имеющие одинаковые метрологические характеристики. Сведения о модификациях установок представлены в таблице 1. Установки на предельное рабочее давление до 4,0 МПа обозначены как УИСН-П-Х. Установки на предельное рабочее давление до 6,3 МПа обозначены как УИСН-П-Х-6,3. Где Х - суточный дебит жидкости, т/сут.
Таблица 1 - Модификации установок
| Модели устано вок | Диапазон расхода жидкости, т/ч (т/сут) | Диапазон расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | Средства измерения расхода среды |
| жидкость | газ |
| УИСН- П-100 | от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100) | от 1 до 50 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51. | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС. |
| от 4 до 125 |
| от 10 до 400 |
| от 20 до 650 |
| УИСН- П-100- 6,3 | от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100) | от 1 до 50 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51. | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 4 до 125 |
| от 10 до 400 |
| от 20 до 650 |
| УИСН- П-400 | от 0,075 до 16,67 (от 1,8 до 400) | от 1 до 200 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51. | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 4 до 350 |
| от 40 до 1600 |
| от 62,5 до 2500 |
| УИСН- П-400- 6,3 | от 0,075 до 16,67 (от 1,8 до 400) | от 1 до 200 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51. | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 4 до 350 |
| от 40 до 1600 |
| от 62,5 до 2500 |
| Окончание таблицы | - модификации установок. |
| Модели установок | Диапазон расхода жидкости, т/ч (т/сут) | Диапазон расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | Средства измерения расхода среды |
| жидкость | газ |
| УИСН- П-1500 | от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500) | от 40 до 1600 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СЕТ50, CFT51. | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 250 до 6300 | счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой TurboFlow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 250 до 9500 |
| УИСН- П- 1500 6,3 | от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500) | от 40 до 1600 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51. | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 250 до 6300 | счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой TurboFlow UFG; расходомер ультразвуковой Ги-перФлоу-УС |
| от 250 до 9500 |
Перечень всех средств измерений, которыми могут быть комплектованы установки, представлен в таблице 2
Таблица 2- Перечень СИ, используемых в установках
| п/п | Наименование СИ |
| 1 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF с измерительным преобразователем 2700 |
| 2 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F с измерительным преобразователем 2700 |
| 3 | Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 83 |
| 4 | Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 83 |
| 5 | Расходомер массовый I/А Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51 |
| 6 | Влагомер поточный модели ПВН-615.001 (модификации «С») |
| п/п | Наименование СИ |
| 7 | Влагомер сырой нефти ВСН-2 (используется при содержании объемной доли воды в измеряемой среде не более 84 %) |
| 8 | Влагомер поточный модели F (используется при содержании объемной доли воды в измеряемой среде не более 84 %) |
| 9 | Влагомер сырой нефти ВОЕСН (используется при содержании объемной доли воды в измеряемой среде не более 84 %) |
| 10 | Влагомер поточный RED EYE модели RedEye 2G |
| 11 | Влагомер поточный RED EYE модели Multiphase |
| 12 | Датчик давления Метран-100 |
| 13 | Датчик давления Метран-150 |
| 14 | Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200 |
| 15 | Преобразователь измерительный 644 |
| 16 | Преобразователи измерительные АТТ2100 |
| 17 | Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410 |
| 18 | Манометр для точных измерений МТИ |
| 19 | Термометр стеклянный ртутный лабораторный ТЛ-4 № 1 |
| 20 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
| 21 | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 |
| 22 | Уровнемер OPTIFLEX 1300C |
| 23 | Уровнемер контактный микроволновый VEGAFLEX 61 |
| 24 | Счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011 |
| 25 | Расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС |
| 26 | Расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG |
| 27 | Расходомер термоанемометрический Turbo Flow TFG |
| 28 | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7845 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок выполняет следующие функции:
- вычисление параметров массы, объема, расхода, температуры, давления, плотности, коэффициентов среды;
- обмен данными с контроллером УСО;
- преобразование параметров входных электрических сигналов в значения величин;
- контроль значений величин;
- представление учетной информации в виде отчетов (оперативный, сменный, суточный, на партию жидкости);
- создание и ведение архивов учетной информации;
- создание и ведение журналов событий;
- определение контрольной суммы CRC32 исполняемого файла программы;
- защита от несанкционированного доступа системой паролей;
- управление автоматическим пробоотборником;
- автоматическое и ручное дистанционное управление приводами регуляторов расхода. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | 0458.01.02 |
| Номер версии (идентификационный номер) | 0458.01.02 |
| Цифровой идентификатор ПО | 4A29C4AA |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | - |
Защита программного обеспечения установок от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Технические характеристики
Метрологические характеристики установок приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Метрологические характеристики установок.
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении: - массы сырой нефти, % | ± 2,5 |
| - массы сырой нефти без учета воды при содержании объемной доли воды в сырой нефти: от 0 % до 70 % от 70 % до 95 % свыше 95 % | ± 6,0 ± 15,0 не нормируется |
| - объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5,0 |
Технические характеристики установок приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Технические характеристики установок.
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | сырая нефть и свободный нефтяной газ |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) | от 0,008 до 62,5* (от 0,1 до 1500)* |
| Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч (м3/сут) | от 1 до 9500* (от 24 до 228000)* |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть): | |
| - диапазон рабочей температуры, оС | от 0 до 75* |
| - давление рабочей среды, МПа, не более | 6,3* |
| - диапазон объемной доли воды в сырой нефти, % | от 1 до 98* |
| - диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 785,0 до 1200* |
| - содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более | 0, 5 |
| - кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт, не более | 150 |
| - массовая доля сероводорода, ppm, (млн-1), не более | 5,0 от 0,6 до 6,0 310000 |
| - содержание парафинов, % - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
| Параметры электрического питания: | |
| - род тока | переменный |
| - напряжение, В | 380+37 |
| - частота, Гц | 50,0 ± 1,0 20 |
| - потребляемая мощность, кВт, не более |
| Условия эксплуатации: | |
| - температура окружающей среды | |
| в аппаратном и технологическом отсеках, С | от 15 до 25 |
| - относительная влажность окружающего воздуха при температуре 15 оС, %, не более - рабочий диапазон атмосферного давления, кПа | 96 от 84 до 106,7 |
| Габаритные размеры: - длина, мм, не более | 8500 |
| - ширина, мм, не более - высота, мм, не более | 2600 3990 |
| Масса, кг , не более | 12 000 |
| Срок службы, лет | 10 |
| Средняя наработка на отказ по функции измерения количества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее | 12000 |
| * Приведен верхний предел измерений для всего типа установок |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной графики и на паспортную табличку методом офсетной печати.
Комплектность
Установка для измерений количества
сырой нефти и свободного нефтяного газа УИСН 1 шт.
Комплект ЗИП 1 шт.
Руководство по эксплуатации 1 экз.
Руководство оператора 1 экз.
Паспорт 1 экз.
Методика поверки 1 экз.
Поверка
установки осуществляется согласно документу МП 0221-9-2015 «ГСИ. Инструкция. Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.03.15 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ-195-2011 (далее ГЭТ - 195), диапазон воспроизведения:
массового расхода газожидкостной смеси (далее - ГЖС) от 2 до 110 т/ч;
объемного расхода газа, приведенного к стандартным усло- от 0,1 до 250,0 м /ч; виям
расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения: массового расхода ГЖС 0,46 %;
объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 0,38 %.
Или
- рабочий эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей 1-го разряда в диапазоне массового расхода жидкости от 0,02 т/ч до 27,00 т/ч и объемного расхода газа от 4 м3/ч до 400 м3/ч (регистрационный № эталона 3.6.АВН.0001.2014).
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. МАССА СЫРОЙ НЕФТИ И ОБЪЕМ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА. МЕТОДИКА ИЗМЕРЕНИЙ УСТАНОВКАМИ ПЕРЕДВИЖНЫМИ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА СЫРОЙ НЕФТИ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА УИСН-П» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/2009-15 от 9 февраля 2015 г.)
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к передвижной установке для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа УИСН
1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
3 ТУ 3667-0458-97243614-2010 «Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П».
61294-15: Описание типа СИСкачать136.1 Кб