Назначение
Установки измерительные нефти и нефтяного газа (далее - установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Описание
В установках используется бессепарационный прямой метод динамических измерений с помощью расходомеров многофазных, входящих в состав установок.
Установка состоит из блока технологического (далее - БТ) и блока контроля и управления (далее - БКУ). В состав БТ входят следующие средства измерений и вспомогательные устройства:
- расходомеры многофазные Roxar MPFM 2600 (далее - МФР), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -рег. №) 60272-15;
- датчики давления Метран 150TG, рег. № 32854-13;
- преобразователи температуры Метран-286, рег. № 23410-13;
- термометры и манометры для местной индикации температуры и давления;
- пробоотборники для ручного отбора жидкой и газовой фазы;
- основные и вспомогательные трубопроводы;
- запорная арматура с ручным управлением и электроприводом.
Система обработки информации включает в себя вычислительный компьютер (далее -ИВК) МФР и программируемый логический контроллер (далее - ПЛК). ИВК МФР осуществляет измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
ПЛК обеспечивает выполнение следующих функций: обработки сигналов, поступающих от преобразователей давления и температуры, управление запорной арматурой, контроль температуры в помещении БТ и БКУ, выдача управляющих сигналов для управления инженерным и технологическим оборудованием БТ и БКУ.
К установкам данного типа относятся установка измерительная нефти и нефтяного газа с заводским № 664/2019 (далее - УИНГ-1) и установки измерительные нефти и нефтяного газа с заводскими №№ 666-1/2019, 666-2/2019, 666-3/2019 (далее - УИНГ-2).
Заводской номер указывается в паспорте установки типографским способом и на маркировочной табличке методом лазерной маркировки или фотохимическим. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Маркировочная табличка закрепляется на наружной поверхности блок-боксов БТ и БКУ.
Пломбирование установки не предусмотрено. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
На рисунке 1 приведены фотографии внешнего вида установки.
Место нанесения маркировочной таблички
Рисунок 1 - Фотографии внешнего вида установки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) установок реализовано в МФР, входящем в состав установки, и обеспечивает реализацию функций установок. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом влияния ПО.
Наименования ПО и идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО установок
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Sensor software |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.05.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | не применяется |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики установок
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, т/сут: - для УИНГ-1 - для УИНГ-2 | от 3,5 до 61001) от 3,5 до 100501) |
| Диапазон измерений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси при рабочих (стандартных) условиях, м3/сут: - для УИНГ-1 - для УИНГ-2 | от 2,4 до 12200 (780800)2) от 2,4 до 27300 (1680000) 2, 3) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, %, при содержании объемной доли воды в скважинной жидкости: - от 0 до 70 % - от 70 % до 95 % - св. 95 % | ±6,0 ±15,0 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±5,0 |
| Примечания: 1) Максимальное значение массового расхода жидкости соответствует плотности жидкости в нефтегазоводяной смеси 1010 кг/м3; 2) Максимальное значение объемного расхода попутного нефтяного газа обеспечивается при объемном расходе жидкости в составе нефтегазоводяной смеси не более 3,5 м3/сут; 3) Максимальное значение объемного расхода попутного нефтяного газа соответствует установке, в которой в МФР с внутренним диаметром 87 мм установлена трубка Вентури с относительным диаметром сужающего устройства (коэффициентом сужения) 0,75 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики установок
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Фактический диапазон измерений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси при рабочих (стандартных) условиях, м3/сут: - для УИНГ-1 - для УИНГ-2 | от 01) до 12200 (780800) от 01) до 27300 (1747200)2) |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от -23 до +34 |
| Содержание воды в нефтегазоводяной смеси, % | от 0 до 99 |
| Давление расчетное, МПа | 6,3 |
| Кинематическая вязкость жидкости, сСт - для УИНГ-1: - при 20 °С - при 50 °С - для УИНГ-2: - при 20 °С - при 50 °С | 322,40 49,42 299,79 49,07 |
| Условия эксплуатации - температура в блок-боксе блока технологического (БТ) - температура в блок-боксе блока контроля и управления (БКУ) | не ниже +10 от +10 до +25 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 380±38 50±1 |
| Количество подключаемых скважин, штук | 1 |
| Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИПиА, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее | 8000 |
| Расчетный срок службы, лет, не менее | 20 |
| Габаритные размеры, мм, не более: - для УИНГ-1 - БТ - БКУ - для УИНГ-2 - БТ - БКУ | 5600х3350х3400 9000х3400х3400 5600х3350х3400 6200х3400х3450 |
| Масса, кг, не более: - БТ - БКУ | 8000 9000 |
| Примечание: 1) Минимальное фактическое значение объемного расхода попутного нефтяного газа соответствует расходу жидкости в составе нефтегазоводяной смеси от 135 м3/сут; 2) Максимальное значение объемного расхода попутного нефтяного газа соответствует установке, в которой в МФР с внутренним диаметром 87 мм установлена трубка Вентури с относительным диаметром сужающего устройства (коэффициентом сужения) 0,75 |
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на корпусе установок, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность
Комплектность установок приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность установки
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительные нефти и нефтяного газа | - | 1 шт. |
| Комплект эксплуатационных документов: - руководство по эксплуатации «Установка измерительная нефти и нефтяного газа»; - паспорт «Установка измерительная нефти и нефтяного газа» | -- | 1 шт. 1 шт. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса жидкости и объем газа в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с применением установок измерительных нефти и нефтяного газа», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/1909-23 от 16.03.2023.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
