Установка измерительная дебита нефти групповая автоматизированная УИДН-1. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Установка измерительная дебита нефти групповая автоматизированная УИДН-1

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год

Назначение

Установка измерительная дебита нефти групповая автоматизированная УИДН-1 (далее - установка) предназначена для измерений массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды и объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

Описание

Описание

Принцип действия установки основан на измерении счетчиками-расходомерами массовыми параметров потока продукции нефтяной скважины. При подаче на вход установки продукции нефтяной скважины (газожидкостной смеси) установка обеспечивает попеременное наполнение сепаратора жидкостью и его опорожнение, при этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущее содержание воды в жидкости. Контроллер обрабатывает информацию от средств измерений, индицирует ее на дисплее и выдает информацию на интерфейсный выход согласно протоколу обмена.

Установка состоит из технологического (далее - БТ) и аппаратного (далее - БА) блоков.

БТ представляет собой установленное на сварной раме технологическое оборудование блочного типа в теплоизолированном помещении. БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий для нормальной работы средств измерений (далее - СИ) и установленного в нем технологического оборудования:

-    счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых Micro Motion (модификаций CMF, F) (Госреестр № 45115-10);

-    влагомера нефти поточного ПВН-615.001 (Госреестр № 39100-08);

-    датчиков давления Метран-55 (Госреестр № 18375-08);

-    датчиков температуры ТС-5008 (Госреестр № 14724-06) и термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом Метран -274-Ex (Госреестр № 21968-06);

-    преобразователя давления измерительного EJA (Госреестр № 14495-09);

-    сепаратора, служащего для отделения газа от газожидкостной смеси и оснащенного системой автоматического регулирования уровня жидкости, накапливаемой в сепараторе.

-    распределительного устройства - содержащего переключатель скважин многоходовой, запорные органы, трубопроводы, служащего для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к сепаратору, а остальных скважин - к выходному коллектору;

-    трубопроводной обвязки, состоящей из измерительных линий жидкости и газа, выходного коллектора, технологической обвязки с переключателем скважин многоходовым;

-    систем вентиляции, отопления, освещения;

-    датчиков пожарной сигнализации и газосигнализатора;

-    коробок клеммных соединительных;

БА представляет собой установленное на сварной раме технологическое оборудование блочного типа в теплоизолированном помещении. БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий для нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования:

-    системы управления и обработки информации;

-совмещенного с силовым шкафом блока контроля и управления для сбора, обработки информации СИ, архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень, питания и управления системами переключения скважин и регулирования уровня в сепараторе, освещения, отопления, вентиляции;

-    вторичных приборов, установленных в БТ СИ: влагомера, газоанализатора;

-    датчиков пожарной сигнализации, температуры, несанкционированного доступа, др.

-    системы освещения, отопления БА.

Общий вид установки представлен на рисунке 1.

Рисунок 1.

Пломбирование и защита от несанкционированного доступа показаны на рисунках 2,

3 и 4.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) установки представляет собой встроенное ПО контроллера Schneider Electric Modicon: M340, сведения о котором приведены в таблице 1.

ПО контроллера обеспечивает выполнение следующих функций:

-    управление технологическим процессом измерений (в соответствии с выбранным методом измерений);

-    переключение измерений между скважинами;

-    отображение результатов измерений и подготовку отчетов;

-    передачу данных измерений в систему диспетчеризации.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.

Идентификационное наименование ПО

Значение

Идентификационное наименование ПО

UIDN01

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.Х.Х

Цифровой идентификатор ПО

0x301ced01

Другие идентификационные данные (если имеются)

-

Метрологические характеристики нормированы с учетом встроенного ПО контроллера. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует среднему уровню в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Таблица 2 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч

от 0,17 до 16,67

Объемный расход газа в нормальных условиях, м3/ч

от 4,17 до 6666,67

Г азовый фактор, м3/т нефти, не более

400

Электрические параметры:

-    напряжение питания от сети переменного тока, В

-    частота питания, Гц

380+J? • 220+£

50±1

Потребляемая мощность, кВт, не более

10

Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

6800 х 3250 х 3600 2000 х 1500 х 2350

Масса, кг, не более:

-    блока технологического

-    блока контроля и управления

9695

815

Климатическое исполнение

УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69

Средняя наработка на отказ, ч, не менее

30000

Срок службы, лет, не менее

10

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, %

± 2,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массовых расходов сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:

-    от 0 до 70%

-    свыше 70 до 95%

-    свыше 95%

± 6 ± 15 не нормируется

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %

± 5

Таблица 4 - Климатические условия эксплуатации установки.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Температура окружающей среды, °С

от минус 60 до плюс 40

Пределы изменения атмосферного давления, кПа

от 84 до 106,7

Таблица 5 - Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Рабочее давление, МПа, не более

4

Температура, °С

от плюс 5 до плюс 70

Кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °C, сСт, не более

120

Плотность нефти, кг/м3

от 820 до 950

Плотность пластовой воды, кг/м3

от 1050 до 1200

Объемная доля воды в сырой нефти, %

от 0 до 99

Содержание парафина, %, не более

7

Содержание сероводорода, %, не более

2

По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категории А, блок контроля и управления относится к помещениям с производствами категории Д по ВНТП 01/87/04-84 и НПБ105-2003.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-1а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.5-99.

Знак утверждения типа

Наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

1.    Установка измерительная автоматизированная дебита нефти УИДН-1:    1 блок технологический, блок аппаратурный.

2.    Установки измерительные автоматизированные дебита нефти УИДН-1.    1 Руководство по эксплуатации.

3.    Установки измерительные автоматизированные дебита нефти УИДН-1.    1 Паспорт.

4.    МП 0240-9-2014. Инструкция. ГСИ. Установки измерительные автоматизи- 1 рованные УИДН-1. Методика поверки.

5.    Комплект эксплуатационной документации на составные части установки    1

6.    Комплект монтажных частей    1

7.    Комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей согласно    1 ведомости ЗИП

Поверка

Осуществляется по документу МП 0240-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1. Методика поверки», утвержденному ЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» от 11 декабря 2014 года.

Сведения о методах измерений

Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти, объем нефтяного газа. Методика измерений с помощью установки измерительной дебита нефти групповой автоматизированной УИДН-1», утвержденном ЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» от 24 марта. 2015 года.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установке измерительной дебита нефти групповой автоматизированной УИДН-1

-    ТУ 3667-016-93968390-2012. Технические условия. Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1.

-    2012.40.8.00.00.000. Руководство по эксплуатации. Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли.

Развернуть полное описание