Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин (далее - ПКИОС) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти без учета воды, массе нетто нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации продукции с последующей утилизацией попутного газа на факеле и сбросом сырой нефти в нефтесборную систему месторождения, либо в собственную автономную систему сбора нефти.

Описание

Принцип действия ПКИОС основан на двухступенчатой сепарации нефтегазоводяной смеси и последующем измерении количества и параметров сепарированных сред. Продукция скважины по трубопроводу, подключенному к комплексу, поступает в однокамерный горизонтальный сепаратор внутренним объемом не менее 6,3 м3, который разделяет газожидкостную смесь на газ и сырую нефть. Жидкость поступает в нижнюю часть сепаратора и накапливается в нем до заданного регулируемого уровня. Заданный уровень жидкости в сепараторе поддерживается посредством клапана запорно-регулирующий с электроприводом, на который со шкафа управления поступают управляющие сигналы. Текущее значение уровня жидкости в сепараторе передается в шкаф управления с установленного на емкости преобразователя уровня. Верхний и нижний предельные уровни жидкости в сепараторе контролируются при помощи сигнализаторов уровня.

Сырая нефть поступает в жидкостную измерительную линию. Газ, отделившийся в сепараторе, попадает в газовую измерительную линию. В газовой линии после средств измерений установлен регулятор давления «до себя», который служит для поддержания в сепараторе оптимального для качественной сепарации давления.

Измеренная жидкость по межблочным трубопроводам отводится в калиброванную накопительную емкость объемом не менее 25 м3, где происходит накопление сырой нефти и выделение растворенного газа. По мере наполнения накопительная емкость опорожняется в автоцистерны. Объём жидкости, выдаваемой в автоцистерны, задаётся оператором и контролируется установленным на накопительной емкости преобразователем уровня с пересчетом по калибровочной таблице в зависимости от высоты столба жидкости. Выделившийся в калиброванной емкости газ отводится на факельную установку.

ПКИОС состоит из:

-    блок сепарационно-измерительный (БСИ);

-    блок накопительной емкости (БНЕ);

-    блок факельного хозяйства (БФХ);

-    блок операторный (БО);

-    комплекта межблочных трубопроводов.

БСИ представляет собой утепленный блок-бокс с системами жизнеобеспечения и безопасности, установленный на шасси.

В БСИ установлены:

-    емкость сепарационная вместимостью не менее 6,3 м3;

-    измерительные линии расходов газа и жидкости;

-    запорная и предохранительная арматура;

-    трубопроводная обвязка.

СИ):

-    измерительный преобразователь давления с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5%;

-    манометр показывающий с диапазоном измерений от 0 до 6,0 (60) МПа (кгс/см2), Кт

1,5;

-    термометр стеклянный показывающий с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±2°С;

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

-    датчик уровня поплавковый или волноводный с длиной чувствительного элемента не менее 1,5 м;

-    сигнализаторы уровня в количестве 2 штук.

В жидкостной измерительной линии БСИ могут быть установлены:

-    влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), применяется опционально при измерении объемного влагосодержания с помощью влагомера);

-    счетчики-расходомеры массовые ЭМИС - МАСС 260 (регистрационный номер 42953-15), счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный номер 45115-16), расходомеры массовые Promass (регистрационный номер 57484-14 и 15201-11).

В газовой измерительной линии БСИ установлены:

-    преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (регистрационный номер 42775-14);

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

-    измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,0 (60) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более

±0,5 %;

-    регулятор давления прямого действия «до себя» РД 520.

БНЕ представляет собой установленную на шасси калиброванную емкость вместимостью не менее 25 м3 с контрольно - измерительными приборами, запорной арматурой, трубной обвязкой и измерительной газовой линией. Площадка БНЕ оборудована освещением, пожарными извещателями, газоанализаторами.

Калиброванная емкость БНЕ оснащена следующими СИ:

-    манометр показывающий с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2), Кт

1,5;

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

-    измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более

±0,5%;

-    термометр стеклянный показывающий с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±2°С;

-    датчик уровня поплавковый или волноводный с длиной чувствительного элемента не менее 2 м;

-    сигнализаторы уровня в количестве 2 штуки.

В измерительной газовой линии БНЕ установлены:

-    преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (регистрационный номер 42775-14);

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

- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5 %.

БФХ является законченным изделием заводского исполнения, изготавливаемого по ТУ 3667-002-15301121-2012, и представляет собой вертикальную факельную установку с запорной арматурой, блоком регулирования газа, шкафом управления факелом. Факельная установка транспортируется на шасси, а при работе монтируется на специальном основании.

БО представляет собой вагон-дом на прицепе, оборудованный системами управления ПКИОС и жизнеобеспечения и служит для размещения автоматизированного рабочего места оператора.

Комплект межблочных трубопроводов предназначен для взаимной обвязки составных частей ПКИОС и представляет собой набор трубопроводов с быстроразъемными соединениями и переносными опорами для трубопроводов.

Программное обеспечение

Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО вычислителей УВП 280

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.41

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

5E84F2E7

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

ПО ПЛК S7-1200 - программа, разработанная согласно требованиям к ПО ПЛК. Обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА установки, а также сбор измеряемых параметров с вычислителя УВП-280.

ПО ПЛК S7-300 - обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА ПКИОС.

ПО АРМ оператора - программа, исполняемая во встроенной операционной системе АРМ оператора. Обеспечивает просмотр и изменение параметров, настроек и другой конфигурационной информации ПО ПЛК S7-1200 и S7-300, подачу оператором управляющих команд ПЛК S7-1200 и S7-300.

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики ПКИОС

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Измеряемая среда

Нефтегазоводяная смесь, добываемая из скважины

Диапазон дебита измеряемой скважины по жидкости, т/сут

от 10 до 700 включ.

Диапазон дебита измеряемой скважины по газу, приведенный к стандартным условиям, м3/сут

от 320 до 100000 включ.

Пределы допускаемой относительной погрешности, %:

-    при измерении массы и среднесуточного массового расхода сырой нефти;

-    при измерении объема и среднесуточного объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям;

-    при измерении массы и среднесуточного массового расхода сырой нефти без учета воды при объемной доле воды в сырой нефти:

до 70 % от 70 до 95 % свыше 95 %

±2,5

±5,0

±6,0 ±15,0 не нормируется

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, %

в соответствии с методикой измерений

Срок службы, лет, не менее

20

Режим работы

периодический

Т а б л и ц а 3 - Основные технические характеристики

Параметр

Значение

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от 0 до +90 включ.

Диапазон давления измеряемой среды, МПа

- в БСИ

- в БНЕ

- в БФХ

от 0 до 4,0 включ. от 0 до 0,6 включ. от 0 до 1,6 включ.

Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт

от 0 до 500 включ.

Диапазон плотности нефти, кг/м3

от 700 до 900 включ.

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3

от 1000 до 1200 включ.

Диапазон плотности газа, кг/м3

от 0,8 до 1,2 включ.

Массовая доля воды, %,

св. 0 до 100

Массовая доля механических примесей, %

от 0 до 0,05 включ.

Объемная доля парафина, %

от 0 до 7 включ.

Объемная доля сероводорода, %

от 0 до 2 включ.

Г азовый фактор, м3/т

от 0 до 1000 включ.

Срок службы, лет, не менее

20

Наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее

34500

Режим работы

периодический

Параметры электропитания:

- частота переменного тока, Гц

50±0,4

- напряжение переменного тока, В

380-10 / 220-15

- потребляемая мощность, кВ-А, не более

20

Знак утверждения типа

наносится на металлические таблички, укрепленные снаружи блоков ПКИОС, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.

Комплектность

Т а б л и ц а 4 - Комплектность поставки*

Наименование

Обозначение

Количество

ПКИОС

1 шт.

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

1 шт.

Руководство по эксплуатации

ОИ 221.00.00.00.0000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 0429-09-2016

1 экз.

Паспорт

ОИ 221.00.00.00.0000 ПС

1 экз.

*Комплект поставки ПКИОС может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0429-09-2016 «Инструкция. ГСИ. Передвижные комплексы для исследований скважин. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 июня 2016 г.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

Государственный первичный эталон массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением Передвижных комплекс для исследования и освоения скважин (ПКИОС)» (Свидетельство об аттестации 01.002572013/4609-16 от 08 июня 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)

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 3667-008-64156863-2014 Передвижной комплекс для исследования и освоения скважин.

Развернуть полное описание