Назначение
Установки эталонные мобильные «ЭМУ» (далее - установки) предназначены для выполнения измерений массы сырой нефти извлекаемых из скважин в процессе добычи нефти в виде нефтегазоводяной смесипри проведении измерений на устье скважин, проведении испытаний, поверки (калибровки), градуировки рабочих средств измерений в условиях эксплуатации в системах герметизированного сбора нефти и газа нефтяных промыслов.
Описание
Установка состоит из блока технологического (далее - БТ) и блока аппаратурного (далее -БА),размещенных на общем основании рамы шасси автомобиля повышенной проходимости.
В состав БТ входят:
- расходомеры массовые Promass 83ЕБШ5-1шт., и DN50 -1 шт., зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером (далее - регистрационный № 15201-11);
- расходомер-счетчик массовый OPTIMASS (регистрационный № 50998-12);
- влагомер нефти поточныйУДВН-1пм4 (регистрационный № 14557-15);
- влагомер сырой нефти ВОЕСН-50-4 (регистрационный № 32180-11);
- датчики давления АМ-2000-TG (регистрационный № 35035-14);
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR10-GBL (регистрационный № 49519-12);
- манометры МПУ (регистрационный № 25913-08);
- плотномер газа 11111' (регистрационный №39851-08);
- уровнемер 5300 (регистрационный № 53779-13);
- датчик предельного уровня;
- входной, выходной коллектора;
- узел дозирования деэмульгатора;
- сепаратор с приборами обогрева;
- пробоотборник газа П1 ;
- автоматический пробоотборник нефти НАФТА-АПН;
- трубная обвязка с запорной и регулировочной арматурой;
- датчики пожарной сигнализации, анализаторы газа, электрические обогреватели, принудительная вентиляция, светильники.
В состав БА входят:
- шкаф силовой;
- шкаф автоматики;
- оборудование АРМ-оператора, включая переносной персональный компьютер с установленным ПО АРМ-оператора, многопортовый преобразователь интерфейса RS-485 в USB;
- приборы охранно-пожарной сигнализации;
- электрические обогреватели;
- огнетушитель.
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EmuApp |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0 и выше |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 2 и 3.
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти в составе нефтегазоводяной смеси (далее - НГВС), т/сут | от 1 до 500 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа в составе НГВС, приведенного к стандартным условиям, м3/сут | от 10 до 150 000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ±1,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %, не более: - от 0 до 70% | ±2,5 |
| - свыше 70% до 95% | ±7,5 |
| - свыше 95%до 98% | ±15 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, %, не более | ±3 |
Таблица 3 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры |
| Измеряемая среда | НГВС |
| Рабочее давление, МПа, не более | 4 |
| Содержание воды, %, (объемные доли), не более | 98 |
| Температура, °С | от +5 до +60 |
| Плотность сырой нефти, кг/м3 | от 700 до 1200 |
| Вязкость рабочей среды, мм /с, не более | 900 |
| Содержание парафина, %,(массовые доли), не более | 6 |
| Содержание серы, %,(массовые доли), не более | 2 |
| Содержание механических примесей, %, (массовые доли), не более | 0,05 |
| Потери давления при максимальном расходе, МПа, не более | 0,02 |
| Количество одновременно обслуживаемых измерительных установок (средств измерений), шт. | 1 |
| Электроснабжение: напряжение переменного тока, В частота переменного тока, Гц | 380-58/220-33 50±1 |
| Потребляемая мощность, кВ-А, не более | 50 |
| Г абаритные размеры, мм | 9219x2500x3873 |
| Масса снаряженного транспортного средства, кг, не более | 17000 |
| Режим управления запорной арматурой | Автоматизированный |
| Режим измерений | Автоматизированный |
| Режим управления расходом | Автоматизированный |
| Срок службы, лет, не менее | 8 |
Знак утверждения типа
наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на металлической табличке, слева от входной двери в блок технологический.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Кол. |
| 1 Установка эталонная мобильная (в комплекте со шкафом автоматики и шкафом силовым | ЭМУ | 1 шт. |
| 2 Шкаф автоматики | КДНА 38100.015.52.00.000 | 1 шт. |
| 3 Шкаф силовой | КДНА 38100.015.51.00.000 | 1 шт. |
| 4 Комплект эксплуатационных документов | | 1 к-т |
| Документация |
| 5 Ведомость эксплуатационной документации | КДНА 438100.015.00.00.000 ВЭ | 1 экз. |
| 6 У паковочный лист | - | 1 экз. |
| Примечание. Эксплуатационная документация на СИ поставляется согласно ведомости эксплуатационных документов |
Поверка
осуществляется по документу МП 0437-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки эталонные мобильные «ЭМУ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 мая 2016 года. Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;
- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на паспорт и на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти и объем нефтяного газа. Методика измерений с применением Установки эталонной мобильной «ЭМУ», утвержденном ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» от «15» апреля 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/8909-16 от «18» августа 2016 г.)
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 4381-038-00137093-2015 Установки эталонные мобильные «ЭМУ». Технические условия
67338-17: Методика поверки МП 0437-9-2016Скачать875.8 Кб