Назначение
Установки измерительные для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа ИБЗС (далее по тексту - установки) предназначены для автоматизированных измерений массы скважинной жидкости и вычислений массы скважинной жидкости за вычетом массы воды и объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, измерений параметров скважинной жидкости, отображения и регистрации результатов измерений, а также отбора проб скважинной жидкости на этапах сбора и транспортировки нефти.
Описание
К данному типу средств измерений относятся установки измерительные для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа типа ИБЗС.
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью трубного делителя фаз (ТДФ) и сепаратора с последующем измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу скважинной жидкости измеряют прямым методом динамических измерений. Содержание воды в скважинной жидкости определяется с помощью поточного влагомера. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ через расходомер поступает в общий выходной коллектор, где смешивается с предварительно отделенной (и измеренной массовым расходомером) жидкостью.
Контроллер, расположенный в блок автоматики, фиксирует массу скважинной жидкости и её обводнённость.
Установка представляет собой блочно-комплектное устройство полного заводского изготовления и состоит из следующих основных частей:
- блок технологический (далее по тексту - БТ);
- блок автоматики (далее по тексту - БА).
БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы технологического оборудования и средств измерений установки. БТ в зависимости от модификации установки может представлять собой комплекс, состоящий из нескольких помещений, стыкуемых на месте эксплуатации с помощью комплекта монтажных частей.
Технологическое оборудование, размещаемое в БТ, включает в себя:
- узел трубопровода входа газожидкостной смеси (далее по тексту - ГЖС) с отсекающей арматурой;
- узел трубопровода выхода ГЖС с отсекающей арматурой;
- узел трубопровода с внутритрубным сепаратором, служащим для отделения газа от жидкости;
- сепаратор, оборудованный опорами, внутренними устройствами, люком-лазом, штуцером слива жидкости, контрольно-измерительными приборами, узлом пропарки (промывки) и продувки инертным газом, предохранительным клапаном СППК;
- узел трубопровода с расходомерами жидкости.
Измерительные линии жидкостной фазы, в которых производятся измерения:
- массы жидкости - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion моделей CMF 400M-2700R (тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 63433-16 (далее по тексту - Рег. №), или расходомерами массовыми «Promass» (Рег. № 15201-11), расходомерами массовыми «Promass» моделей Promass 300, Promass 500 (Рег. № 68358-17), или расходомерами-счетчиками массовыми кориолисовыми «ROTAMASS» модели RC (Рег. № 75394-19), или расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 1400, OPTIMASS 2400, OPTIMASS 6400 (Рег. № 77658-20), или счетчиками-расходомерами массовыми «ЭМИС-МАСС 260» (Рег. № 42953-15), или счетчиками-расходомерами массовыми «Штрай-Масс» (Рег. № 70629-18), или счетчиками-расходомерами массовыми ЭЛМЕТРО-Фломак (Рег. № 47266-16);
- содержания воды - влагомером сырой нефти ВСН-2 (Рег. № 24604-12), измерители обводненности Red Eye модели Red Eye® 2G B-filter (Рег. № 76784-19), анализаторы влажности (влагомеры) FIZEPR-SW100 (Рег. № 75771-19), влагомеры оптические емкостные сырой нефти АМ-ВОЕСН (Рег. № 78321-20), или косвенным методом, когда содержание воды в нефти определяют по результатам анализов объединенной пробы нефти;
Измерительная линия газовой фазы продукции скважин, в которой производятся измерения:
- массы или объема газа - счетчиками-расходомерами массовыми Micro Motion моделей CMF 400M-2700R (Рег. № 63433-16), или расходомерами массовыми «Promass» (Рег. № 15201-11), расходомерами массовыми «Promass» моделей Promass 300, Promass 500 (Рег. № 68358-17), или расходомерами-счетчиками массовыми кориолисовыми «ROTAMASS» модели RC (Рег. № 75394-19), или счетчиками-расходомерами массовыми «ЭМИС-МАСС 260» (Рег. № 42953-15), или счетчиками газа вихревыми СВГ типа СВГ.М (Рег. № 13489-13), или расходомерами газа ультразвуковыми КТМ600 РУС (Рег. № 62301-15), датчиками расхода-счетчиками «ДАЙМЕТИК-1261» (Рег. № 67335-17), или датчиками расхода газа «DYMETIC-1223M» (Рег. № 77155-19), или счетчиками-расходомерами массовыми Штрай-Масс (Рег. № 70629-18), или счетчиками-расходомерами массовыми ЭЛМЕТРО-Фломак (Рег. № 47266-16), расходомерами-счетчиками газа ультразвуковыми ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) (Рег. № 73894-19), или расходомерами-счетчиками вихревыми ЭЛЕМЕР-РВ (Рег. № 77797-20), или расходомерами-счетчиками ультразвуковыми ИРВИС-РС4М-Ультра (Рег. № 58620-14), или расходомерами-счетчиками вихревыми ИРВИС-РС4М (Рег. № 55172-13), расходомерами-счетчиками ультразвуковыми OPTISONIC 7300 (Рег. № 67993-17) или преобразователями расхода вихревыми «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (Рег. № 42775-14);
Измерительный канал температуры жидкой фазы и свободного попутного нефтяного
газа:
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ex (Рег. № 21968-11);
- преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ex (Рег. № 23410-13);
- термопреобразователи сопротивления с унифицированным выходным сигналом RN-24-6NA11-TB-L0250/YTA110 (Рег. № 64702-16);
- термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ Рег. № 32777-06);
- термопреобразователи универсальные ТПУ 0304/W3-1W (Рег. № 67897-17);
- термопреобразователи сопротивления из платины и меди ТС и их чувствительные элементы ЧЭ (Рег. № 58808-14).
- термометры сопротивления ДТС (Рег. № 28354-10);
- термопреобразователи сопротивления ЭнИ-300 ТСП, ЭнИ-300 ТСМ (Рег. №78201-20);
- преобразователи термоэлектрические ЭнИ-300 ТНН, ЭнИ-300 ТХА, ЭнИ-300 ТХК, ЭнИ-300 ТЖК, ЭнИ-300 ТМК (Рег. №79691-20).
Измерительный канал давления скважинной жидкости и свободного попутного нефтяного газа:
- преобразователи давления измерительные 3051 (Рег. № 14061-15);
- датчик давления МЕТРАН-150 (Рег. № 32854-13);
- преобразователи давления измерительные ДДПН-К (Рег. № 54091-13);
- преобразователи (датчики) давления измерительные EJX (Рег. № 81937-21);
- преобразователи давления измерительные VEGABAR (Рег. № 79709-20);
- преобразователи давления измерительные VEGADIF 85 (Рег. № 74173-19);
- преобразователи давления измерительные «Элемер-АИР-30» (Рег. № 67954-17);
- преобразователи давления измерительные АИР20/М2 (Рег. № 63044-16);
- преобразователь давления измерительный АИР-10U, АИР-10Р (Рег. № 70286-18);
- датчик давления «ЭЛЕМЕР-100» (Рег. № 39492-18);
- преобразователи давления измерительные ОВЕН ПД200 (Рег. № 44389-10);
- датчики давления ЭнИ-100 (СУЭР-100) (Рег. № 71842-18);
- датчики давления ЭнИ-12 (ЭМИС-БАРРО 10) (Рег. № 71161-18).
Показывающие СИ давления и температуры.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы силового электрооборудования и автоматики, устанавливаемых в нем:
- контроллеров SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305 (Рег. № 56993-14), или контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 (Рег. № 69436-17), или вычислителей УВП-280 (Рег. № 53503-13);
- силовой шкаф, обеспечивающий питание контроллера управления установкой, систем отопления, освещения, вентиляции, сигнализации и др.;
- аппаратный шкаф, предназначенный для управления системой регулирования уровня, для сбора и обработки информации, а также для архивирования, индикации и передачи информации;
- вторичные устройства примененных в БТ СИ (при наличии);
- системы и средства жизнеобеспечения.
Комплекс программного обеспечения (далее по тексту - ПО) предназначен для обеспечения выполнения установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.
Установки имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу скважинной жидкости и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения установки приведен ниже:
Установка измерительная для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа ИБЗС -250 -10 - 6,3 - М ТУ 28.99.39-004-69751748-2020
1 2 3 4 5 6
1 - наименование;
2 - максимальный массовый расход скважинной жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут.;
3 - количество входов для подключения к скважинам;
4 - максимальное рабочее давление, МПа;
5 - исполнение мобильное М , стационарное С;
6 - обозначение ТУ.
Заводской (серийный) номер установок наносится на таблички ударным способом, обеспечивающим контрастность и сохранность изображения в течение срока службы изделия, которые крепятся снаружи технологического блока и блока автоматики, приводится в эксплуатационной документации. Формат нанесения заводского номера - буквенно-числовой. Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) установок обеспечивает реализацию их функций. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Погрешности установок нормированы с учетом влияния ПО.
Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение | Значение | Значение |
| SCADAPack32 | УВП-280 | ЭБВ АМ-BOECH |
| Идентификационное наименование ПО | aerogaz 482 r1.2.8 | ПО вычислителей УВП-280 | EBV_VL |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.1.2.8 | 3.11, 3.12, 3.13 | v.1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | BB9A6250 | 5E84F2E7 для версии ПО 3.11 66ААF3DB для версии ПО 3.12 4DF582B6 для версии ПО 3.13 | D565AD4C |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC 32 | CRC 32 | CRC 32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 2 и 3
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут, в зависимости от исполнения | от 0,5 до 2400 |
| Диапазон изменений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям, м3/сут, в зависимости от исполнения | от 20 до 1000000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости, % - при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа-с - при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа-с и более | ±2,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| | ±10 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % от 0 до 70 % свыше 70 до 95 % свыше 95 % | ±6,0 ±15,0 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема свободного нефтяного газа, % | ± 5,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Рабочее давление, МПа, не более (выбирается из ряда) | 2,5; 4,0; 6,3; 10,0; 16,0 |
| Диапазон температуры рабочей среды, °С | от +10 до +90 |
| Кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 °С, мПа-с, в зависимости от исполнения, не более | 2000* |
| Диапазон плотности жидкости, кг/м3 | от 680 до 1200 |
| Г азовый фактор, м3/т | до 1500 |
| Содержание воды в скважинной жидкости, % | от 0 до 100 |
| Объемное содержание остаточного газа в жидкости после сепарации, %, не более | 1 |
| Объёмное содержание СО2, % в зависимости от исполнения, не более | 10 |
| Объёмное содержание сероводорода, %, в зависимости от исполнения, не более | 20 |
| Число подключаемых скважин в зависимости от исполнения | от 1 до 20 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - потребляемая мощность, кВ-А, не более | 380±38/220±22 50±1 15 |
| Габаритные размеры составных частей установки: длина, мм, не более ширина, мм, не более высота, мм не более | 9000 3000 3430 |
| Масса составных частей установки, кг, не более | 24000 |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | УХЛ1** |
| Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИП и А, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее | 100000 |
| Расчетный срок службы, лет | 10 |
| * - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает техническое решение для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально ** - По требованию заказчика допускается изготовление установок с другим климатическим исполнением |
Знак утверждения типа
наносится в центр титульных листов паспорта и руководства по эксплуатации установок типографическим способом, на таблички БТ и БА - любым способом, обеспечивающим контрастность и сохранность изображения в течение срока службы изделия.
Комплектность
Комплект поставки установок измерительных для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа ИБЗС приведен в таблице 4.
Таблица 4 - Комплект поставки установок измерительных для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа типа ИБЗС.__
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| Установка измерительная для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа ИБЗС Блок технологический Блок-бокс автоматики Соединитель БРС | ИБЗС.25.00.000.00 ИБЗС.25.01.000.00 ИБЗС.25.02.000.00 ИБЗС.25.00.010.00 | 1 компл. 1 шт. 1 шт. 2 шт. |
| Монтажный чертеж | ИБЗС.25.00.000.00МЧ | 1 экз. |
| Схема технологическая комбинированная | ИБЗС.25.00.000.00СЗ | 1 экз. |
| Схема электрических соединений | ИБЗС.25.00.000.00Э4 | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | ИБЗС.25.00.000.00РЭ | 1 экз. |
| Паспорт | ИБЗС.25.00.000.00ПС | 1 экз. |
| Описание программного обеспечения | ИБЗС.25.02.000.00ГО | 1 экз. |
| Описание комплекса технических средств | ИБЗС.25.02.000.00КТС | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации ПО | ИБЗС.25.02.000.00 РЭ ПО | 1 экз. |
| Упаковочный лист | ИБЗС.25.00.000.00УЛ | 1 экз. |
| Сертификаты соответствия | | 1 компл. |
| Методика поверки поставляется по требованию потребителя. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа типа ИБЗС» (Свидетельство
об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/15309-21 от 08.11.2021, Р.1.29.2022.41877).
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
ПНСТ 360-2019 «Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
ТУ 28.99.39-004-69751748-2020 Установки измерительные для определения количества скважинной жидкости и попутного нефтяного газа типа ИБЗС. Технические условия.
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «АЭРОГАЗ» (ООО «АЭРОГАЗ»)
ИНН 7725715055
Юридический адрес: 121205, г. Москва, вн. тер. г. Муниципальный округ Можайский, территория Инновационного Центра «Сколково», Большой бульвар, 42, стр. 1, пом. 376, раб. место 11.
Телефон(факс): +7 (499) 653-93-90 E-mail: info@aerogas.ru
87186-22: Методика поверкиСкачать5.6 Мб