Назначение
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ (далее по тексту - ИУ) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Описание
Принцип действия ИУ основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и последующем измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу сырой нефти измеряют прямым методом динамических измерений при сливе. На трубопроводе выхода жидкости из сепаратора может быть предусмотрена установка поточного влагомера для автоматического определения содержания воды в сырой нефти. Содержание воды в сырой нефти измеряют при помощи поточного влагомера, либо в химико-аналитической лаборатории с помощью отбора проб жидкости через устройство отбора проб, или определяют косвенным методом по результатам измеренных в химико-аналитической лаборатории значений плотности нефти и воды. По результатам измерений массы сырой нефти и объёмной доли воды в сырой нефти вычисляется величина массы нефти без учета воды.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа производится с применением кориолисовых, вихревых или ультразвуковых счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
Установки работают в периодическом режиме слива/налива жидкости в сепараторе.
ИУ состоят из следующих основных составных частей:
- блок-бокс технологический (далее по тексту - БТ);
- блок-бокс автоматики (далее - БА).
Технологическое оборудование, размещаемое в БТ, включает в себя:
- узел переключения с отключающей арматурой, трехходовыми кранами шаровыми с электроприводом;
- узел трубопровода выхода газожидкостной смеси с отключающей арматурой;
-узел трубопровода предсепарационного с отключающей арматурой, устройством отбора
проб;
- узел трубопровода сброса жидкости с отключающей арматурой с электроприводом, расходомером;
- узел трубопроводов дренажа и пропарки сепаратора с отключающей арматурой;
- узел трубопровода дренажа узла переключения с отключающей арматурой;
- сепаратор нефтегазового оборудованного с опорами, внутренними устройствами, люком-лазом, штуцером слива жидкости, контрольно-измерительными приборами, узлом пропарки (промывки) и продувки инертным газом, узлом сброса газа на местную свечу с краном, предохранительным клапаном.
Предусмотрены следующие первичные датчики:
- давления рабочей среды после узла переключения, в сепараторе, линии выхода газожидкостной смеси из блока;
- уровня жидкости в сепараторе;
- температуры рабочей среды в измерительной линии расходомера.
Кроме того, в помещении БТ установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- загазованности (по метану и сероводороду);
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания дверей.
БТ оборудован системами отопления, вентиляции (естественной и аварийной с механическим побуждением), освещения, пожарной и охранной сигнализации, а также сигнализации загазованности, автоматизации (оборудован первичными датчиками системы АСУ ТП) и технологическом оборудованием.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы силового электрооборудования оборудования и автоматики.
В помещении БА установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания двери.
В БА установлено следующее оборудование:
- шкафы силовые;
- шкаф информационно-управляющий;
- шкаф вторичной аппаратуры;
- источник бесперебойного питания.
БА оборудован системами отопления, вентиляции с системой кондиционирования, освещения, пожарной и охранной сигнализации.
ИУ имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу сырой нефти и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения приведен ниже:
Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ - Х - Х - Х - ТУ 28.99.39-501-04850758-2018
1 2 3 4 5
1 - наименование;
2 - максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут (Х - может принимать значение от 0,5 до 2400);
3 - количество входов для подключения к скважинам (Х - может принимать значение от 1 до 20);
4 - максимальное рабочее давление, кгс/см2 (Х - может принимать значение 25, 40, 63, 100, 160);
5 - обозначение ТУ.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются ИУ, приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются ИУ
| Наименование типа СИ | Регистрационный номер* |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации CMF 400M-2700R | 63433-16 |
| Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC | 75394-19 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS | 50998-12 |
| Наименование типа СИ | Регистрационный номер* |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ | 42678-09 |
| Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase | 47355-11 |
| Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| Счетчики газа КТМ600 РУС | 62301-15 |
| Расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) | 73894-19 |
| Датчики расхода-счетчики «ДАИМЕТИК-1261» | 67335-17 |
| Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M» | 57997-14 |
| * - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ИУ обеспечивает реализацию функций ИУ. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО контроллера SP | ПО панели WNT |
| Идентификационное наименование ПО | vSP20181228.out | vOP20181228.exob |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 28.12.18 | 28.12.18 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6F90F607 | 83BB9410 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC-32 (SVF) | CRC-32(SVF) |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, в зависимости от исполнения, т/сут | от 0,5 до 2 400* |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от исполнения, м3/сут | от 20 до 1 000 000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ± 2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, %: от 0 до 70% включ. (объемная доля воды) св. 70 до 95 % включ. (объемная доля воды) св. 95 % (объемная доля воды) | ±6,0 ±15,0 Определяется в соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±5,0 |
| * - указано максимальное значение; расчетное значение расхода сырой нефти через ИУ указывается в паспорте на ИУ |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Характеристики рабочей среды: |
| Рабочая среда | Продукция нефтяных скважин |
| Температура рабочей среды, °С | от -25 до +90 |
| Давление, в зависимости от исполнения, МПа, не более | от 0,1 до 16,0 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, % | от 0 до 100 |
| Кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 °С, в зависимости от исполнения, м2/с | от 1,010-6 д о 2000,0 10-6 |
| Плотность жидкости, кг/м3 | от 680 до 1200 |
| Технические характеристики: |
| Количество входов для подключения скважин, шт., не более | 20 |
| Потребляемая мощность, кВ А, не более | 15 |
| Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц, В | 220/380 |
| Габаритные размеры составных частей установки в транспортном положении должны соответствовать разрешенному габариту погрузки на автомобильный, железнодорожный и (или) водный виды транспорта и не превышать размеров: |
| - длина, мм, не более | 12500 |
| - ширина, мм, не более | 3500 |
| - высота, мм, не более | 3800 |
| Масса составных частей установки, кг, не более не более | 50000 |
| Средний срок службы до списания, лет, не менее | 15 |
Знак утверждения типа
наносится в левой верхней части титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта ИУ типографским способом, на таблички блок-бокса технологического, блок-бокса автоматики
- методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ | - | 1 экз. |
| Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Руководство по эксплуатации | Т129.00.00.000РЭ | 1 экз. |
| Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Паспорт | Т129.00.00.000ПС | 1 экз. |
| Инструкция. ГСИ. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа. Методика поверки | МП 0978-9-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0978-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 апреля 2019 года.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте ИУ в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений установками измерительными для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа» утвержденном ФБУ «Тюменский ЦСМ» 24.12.2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 1383/01.002482014/2018 от 24.12.2018 г.).
Нормативные документы
ТУ 28.99.39-501-04850758-2018. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Технические условия
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»
78984-20: Методика поверки МП 0978-9-2019Скачать5.8 Мб