Назначение
Установки измерительные СБМ (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа (далее по тексту СНГ), приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия установок основан на использовании прямого метода динамических измерений массы скважинной жидкости после сепарации с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее по тексту СРМ) и косвенного метода динамических измерений объема СНГ с применением СРМ и результатов измерений плотности СНГ в химикоаналитической лаборатории по аттестованной методике.
Установки состоят из сепаратора, с помощью которого нефтегазоводяная смесь из скважины разделяется на скважинную жидкость и СНГ, СРМ, средств измерений (далее по тексту - СИ) объемной доли воды в скважинной жидкости, СИ давления, СИ температуры и устройства обработки информации. Сепаратор оснащен системой автоматического регулирования уровня и расхода жидкости и газа.
В составе установок применяются СИ утвержденных типов, приведенные в таблице 1. Таблица 1 - Состав установок_
| Наименование СИ | Регистрационный номер |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF и F | 45115-16 |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400 | 53804-13 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» | 77657-20 |
| Счетчики-расходомеры массовые UST-Flow | 78029-20 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Датчики давления МС2000 | 17974-11 |
| Датчики давления МС3000 | 29580-10 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Датчики давления Метран-55 | 18375-08 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-15 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-13 |
| Датчики температуры ТСПТ | 75208-19 |
Модификации установок:
- CSM-B - не имеют в своем составе СИ объемной доли воды;
- CSM-H - не имеют в своем составе канала измерений объема и объемного расхода
СНГ;
- CSM-BB не имеют в своем составе СИ объемной доли воды и предназначены для проведения измерений количества нефти с высокой кинематической вязкостью.
Устройство обработки информации размещается в отдельном шкафу.
Общий вид установок приведен на рисунке 1.
Программное обеспечение
Программное обеспечение установлено в контроллере измерительном UST-7007 и является автономным.
Функции программного обеспечения: обработка измерительной информации, получаемой от СИ, входящих в состав установки, формирование отчетов измерений, управление процессом измерений и передача результатов измерений.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2. Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения._
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | UST-CSM Debit |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | от V0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Программное обеспечение защищено от несанкционированного изменения пломбой программирующего разъема и наличием пароля. Программное обеспечение исключает возможность модификации или удаления данных через интерфейсы пользователя. Доступ к программному обеспечению защищен паролем.
Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут* | Диаметр условного прохода основного СРМ |
| ДУ25 | ДУ50 | ДУ80 |
| - при использовании одного СРМ | от 2,5 до 150 | от 50 до 500 | от 70 до 1500 |
| - при использовании дополнительного СРМ с ДУ25 | от 2,5 до 300 | от 2,5 до 500 | от 2,5 до 1500 |
| - при использовании дополнительного СРМ с ДУ50 | от 2,5 до 500 | от 50 до 1000 | от 24 до 1240 |
| - при использовании дополнительного СРМ с ДУ80 | 2,5 | от 50 до 1500 | от 70 до 3000 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут* | Диаметр условного прохода основного СРМ |
| ДУ25 | ДУ50 | ДУ80 |
| - при использовании одного СРМ | от 200 до 10000 | от 2500 до 200000 | от 10000 до 750000 |
| - при использовании дополнительного СРМ с ДУ25 | от 200 до 20000 | от 200 до 210000 | от 200 до 750000 |
| - при использовании дополнительного СРМ с ДУ50 | от 200 до 210000 | от 2500 до 400000 | от 2500 до 750000 |
| - при использовании дополнительного СРМ с ДУ80 | от 200 до 750000 | от 2500 до 750000 | от 2500 до 1500000 |
| * - для каждой модификации установки максимальный расход измеряемой среды ограничен характеристиками применяемых в ее конструкции СРМ |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: - массы и массового расхода скважинной жидкости - массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании объемной доли воды: - до 70 % - от 70 до 95 % - свыше 95 % | ±2,5 ±6,0 ±15,0 не нор мируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода СНГ, % | ±5 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Изменяемая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Рабочее давление, МПа, не более | 16,0 |
| Характеристика измеряемой среды: - кинематическая вязкость скважинной жидкости, мм2/с - диапазон температуры, С - объемная доля воды в скважинной жидкости, % - диапазон плотности скважинной жидкости, кг/ м3 - плотность пластовой воды, кг/м3, не более - плотность попутного нефтяного газа, кг/м3, не более | 25001) от -102) до +150 от 0 до 100 от 650 до 1200 1200 1,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Напряжение питания, В - от сети переменного тока с частотой питания (50 ±1) Гц - от источника постоянного тока | 110(±10 %), 220(±10/15), 380(±10/-15) 24 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 500 |
| Габаритные размеры, мм, не более | 7000x7000x6000 |
| Масса, кг, не более | 5000 |
| Диапазон температуры окружающей среды, °С | от - 60 до + 60 |
| Относительная влажность окружающего воздуха, % | от 0 до 100 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| 1 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает технические решения для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки при кинематической вязкости свыше 500 мм2/с определяется индивидуально. 2 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установок типографским способом, и на табличке, закрепленной на раме установки, - методом гравировки.
Комплектность
Комплектность установок приведена в таблице 5. Т а б л и ц а 5 - Комплектность установок_
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная CSM | - | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | CSM 11.00.00.00 РЭ | 1 экз. |
| Паспорт | СSM 11.00.00.00 ПС | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 1118-9-2020 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1118-9-2020 «ГСИ. Установки измерительные СSМ. Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
30 апреля 2020 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик установок с требуемой точностью.
При проведении поверки поэлементным способом используются средства поверки, указанные в методиках поверки СИ, входящих в состав установок.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска повери-тельного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений установками измерительными СSМ», утвержденном ВНИИР -филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 13 апреля 2020 г. (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/4709-20 от 13.04.2020 г.).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой 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 4220-020-41111906-2019 Установки измерительные СSМ. Технические условия
79303-20: Методика поверкиСкачать3.4 Мб