Назначение
Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1 (далее - установки) 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
Принцип действия установок 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 состоят 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 MicroMotion (модификаций CMF, F) (Госреестр № 45115-10) или счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых ROTAMASS (Госреестр № 27054-14) или расходомеров массовых Promass (Госреестр № 15201-11);
- влагомера сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12) или влагомера сырой нефти ВСН-ПИК-Т (Госреестр № 59365-14) или влагомера сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 4267809);
- датчиков давления МС2000 (Госреестр № 17974-11) или датчиков давления Метран-55 (Госреестр № 18375-08) или датчиков давления МС3000 (Госреестр № 29580-10) или датчиков давления Метран-150 (Госреестр № 32854-13);
- термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом Метран-270-Ех (Госреестр № 21968-11) или термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом Мет-ран-2700 (Госреестр № 38548-13);
- 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 установок представлен на рисунке 1.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок измерительных представляет собой встроенное ПО одного из контроллеров, сведения о которых приведены в таблице 1:
- Siemens SIMATIC: S7-200, S7-300, S7-1200, S7-1500;
- Schneider Electric SCADAPack: 32, 312E, 333E, 100, 313E, 337E, 314, 314E, 330/334, 330E/334E, 350/357, 350E/357E, ES;
- Schneider Electric Modkon: M340, M238, M 258, Premium;
- Direct Logic: DL205, DL06, DL405;
- ICP DAS: I-8000;
- Allen Bradley: CompactLogix, ControlLogix, SLC 500, FlexLogix;
- Mitsubishi MELSEC: FX, Q, L.
ПО контроллеров 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.
ПО контроллера обеспечивает выполнение следующих функций:
- управление технологическим процессом измерений (в соответствии с выбранным режимом измерений);
- переключение измерений между скважинами;
- отображение результатов измерений и подготовку отчетов;
- передачу данных измерений в систему диспетчеризации заказчика.
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+э“ • 220+у 3 t у йа 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 |
| 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 установок.
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Температура окружающей среды, °С | от минус 60 до плюс 40 |
| Пределы изменения атмосферного давления, кПа | от 84 до 106,7 |
| аблица 5 - Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с парамет | рами. |
| 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 установки относятся 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-[а по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-Т3 по ГОСТ Р 51330.5-99.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установок 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. Руководство по эксплуатации.
3. Установки измерительные автоматизированные дебита нефти УИДН-1. Паспорт.
1
1
4. МП 0240-9-2014 Инструкция. ГСИ. Установки измерительные автоматизированные УИДН-1. Методика поверки.
1
5. Комплект эксплуатационной документации на составные части установки
1
1
6. Комплект монтажных частей
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
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 установкам измерительным дебита нефти групповым автоматизированным УИДН-1
- ТУ 3667-016-93968390-2012. Технические условия. Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1.
- УИДН-8-40.0000-000 РЭ. Руководство по эксплуатации. Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1.
- УИДН-8-40.0000-000 ПС. Паспорт. Установки измерительные дебита нефти групповые автоматизированные УИДН-1.
61394-15: Описание типа СИСкачать142.4 Кб