Назначение
Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и 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 при сливе или косвенным методом измерений с применением объемных расходомеров жидкости и данных по плотности скважинной жидкости определенных по результатам измерений влагосодержания при помощи поточного влагомера и данных лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Содержание воды в скважинной жидкости определяют с помощью влагомера или на основании лабораторных измерений или по результатам измерений плотности скважинной жидкости по каналу измерений плотности массового расходомера жидкости с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации попутного 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.
В состав установок входят следующие основные части:
- блок технологический (далее по тексту - БТ);
- блок аппаратурный (далее по тексту - БА);
- блоки функциональные;
- комплект средств жизнеобеспечения.
В состав БТ входят измерительный и распределительный модули.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный или вертикальный сепаратор.
Емкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости, поступающей со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчики жидкости и газа.
Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости (массовыми), расходомерами газа - массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.
Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.
Таблица 1 - Средства измерений расхода жидкости
| Наименование | Регистрационный номер |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 71393-18 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 76785-19 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC | 75394-19 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 | 57484-14 |
| Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 |
| Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С | 75514-19 |
| Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430 | 62320-15 |
Таблица 2 - Средства измерений расхода газа
| Наименование | Регистрационный номер |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 71393-18 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 76785-19 |
| Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC | 75394-19 |
| Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 | 57484-14 |
| Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 |
| Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 |
| Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С | 75514-19 |
| Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430 | 62320-15 |
| Счетчики газа КТМ600 РУС | 62301-15 |
| Расходомеры Turbo Flow GFG | 57146-14 |
| Наименование | Регистрационный номер |
| Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 | 43981-11 |
| Счетчики газа ультразвуковые СГУ | 57287-14 |
| Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| Расходомеры-счётчики вихревые 8800 | 14663-12 |
| Расходомеры-счётчики вихревые OPTISWIRL 4070 | 52514-13 |
| Расходомеры вихревые Prowirl | 15202-14 |
| Расходомеры ультразвуковые «Вымпел-100» | 60934-15 |
| Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 (ЭВ-200)» | 42775-14 |
| Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M» | 77155-19 |
| Датчики расхода-счётчики «ДАИМЕТИК-1261» | 67335-17 |
| Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 7300 | 67993-17 |
| Расходомеры-счётчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) | 73894-19 |
| Комплексы учёта газа ЭМИС-ЭСКО 2230 | 60577-15 |
| Расходомеры-счетчики тепловые t-mass | 35688-13 |
Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды
| Наименование | Регистрационный номер |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Влагомеры поточные ВСН-АТ | 62863-15 |
| Влагомеры поточные моделей L и F | 56767-14 |
| Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® Multiphase | 47355-11 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т | 59365-14 |
| Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 | 65112-16 |
| Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф | 63101-16 |
| Влагомеры «САТЕЛ-РВВЛ» | 69346-17 |
Для измерений давления применяются измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % и манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 10 МПа, с классом точности не ниже 1,5.
Для измерений разности давлений и гидростатического давления столба жидкости применяются измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно 0,4 МПа и 0,016 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %.
Для измерений температуры применяются измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от минус 5 до плюс 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2) с классом точности не ниже 0,5;
- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;
- измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
- счетчики жидкостные турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1,5 %;
- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2), с классом точности не ниже 1,5.
Для индикации наличия свободного нефтяного газа в скважинной жидкости используются влагомеры многофазные поточные «КВАЛИТЕТ» ВМП.0704 (регистрационный № 79608-20).
В состав модуля БТ входят: входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее по тексту - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод, выходной коллектор, патрубки для подключения передвижной измерительной установки, фильтры.
В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее по тексту -БИОИ) и шкаф силовой взрывозащищенного или общепромышленного исполнения.
В составе БИОИ могут быть применены следующие измерительные контроллеры.
Таблица 4 - Измерительно-вычислительные контроллеры
| Наименование | Регистрационный номер |
| Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 | 69436-17 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305 | 56993-14 |
| Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator | 65466-16 |
| Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 | 15772-11 |
| Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 |
| Системы управления модульные B&R Х20 | 57232-14 |
| Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500еСо | 51396-12 |
| Контроллеры измерительные К15 | 75449-19 |
| Контроллеры программируемые логические MKLogic200 | 67996-17 |
| Контроллеры программируемые логические MKLogic-500 | 65683-16 |
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 приведен ниже:
«НИКА-ОПТИМАСС» - ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 1 2 3 4 5
1 - наименование;
2 - типоразмер (максимальный массовый расход скважинной жидкости, т/сут) установки;
3 - количество подключаемых скважин;
4 - климатическое исполнение;
5 - обозначение ТУ.
Заводской (серийный) номер установок наносится методом лазерной маркировки на таблички, которые крепятся снаружи технологического блока и аппаратурного блока, приводится в эксплуатационной документации. 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 «средний» 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 5.
| Идентификационные данные (признаки) | 2 3 C % a о S | ScadaPACK 3хх/3ххЕ | ScadaPACK 5xx/5ххх | Direct Logic | 0 0 3 - 7 S О I IT A MI I S | 0 0 4 -7 5 о I IT A MI I S | SIMATIC S7-1200 | 0 0 5 - 7 S О I IT A MI I S | 0 2 X Р£н PQ | 5 | MKLogic200 | MKLogic-500 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | 2 3 P S < I Ъ | 3 P S < K I NI | 5 P S < K I NI | L < K I NI | 3 S SM. < K I NI | 4 5 SM. < K I NI | 2 1S < K I NI | 5 1S < K I NI | R < K I NI | 5 K I NI | 2 L < K I NI | 5 L < K I NI |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | х х х * (N 3 P S | X X X * 3 P S | x x x 5 P S | х х х х .L D | x x x х .3 S | x x x х 4. S | x x x X 2. 1S | x x x * 5. 1S | x х х х p4 PQ | x x x X 5. 1K | x x x x Ы L | x x x x Ы L |
| Цифровой идентификатор | | | | | | | | | | | | |
| программного обеспечения | | | | | | | | | | | | |
| (контрольная сумма | | | | | | | | | | | | |
| исполняемого кода) | | | | | | | | | | | | |
| Алгоритм вычисления | | | | | | | | | | | | |
| цифрового идентификатора | | | | | | | | | | | | |
| Примечание: ххх - номер подверсии |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 6 и 7
Таблица 6 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут | от 0,3 до 4000 |
| Диапазон изменений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) | от 1 до 68750 (от 24 до 1650000) |
| 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 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 газа, % | ± 5,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Скважинная жидкость |
| Диапазон давления, МПа, (кгс/см2) | от 0,3 (3,0) до 16,0 (160) |
| Диапазон температуры перекачиваемой рабочей среды, °С | от - 51 до + 100 |
| Диапазон кинематической вязкости рабочей среды, мм2/с | от 1 до 25002 |
| Диапазон плотности рабочей среды, кг/м3 | от 650 до 1320 |
| Диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 650 до 980 |
| Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 | 1000-1320 |
| Объемная доля воды в скважинной жидкости, % | от 0 до 100 |
| Содержание механических примесей не более, мг/л | 5000 |
| Содержание парафина не более, % объемных | 15,0 |
| Содержание сероводорода, объемное, % не более | 25,0 |
| Количество входов для подключения скважин | от 1 до 30 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц - потребляемая мощность, кВА, не более | 380±38/220±22 50±0,4 20 |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | У, М, УХЛ |
| Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИП и А, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее | 80000 |
| Срок службы, лет | 20 |
| 1 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости. 2 - 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 |
Знак утверждения типа
наносится в центр титульных листов паспорта и руководства по эксплуатации установок типографическим способом, на таблички БТ и БА - методом лазерной маркировки или аппликацией.
Комплектность
Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС» приведен в таблице 8.
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС» | «НИКА-ОПТИМАСС» -ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39051-29191682-2018 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | НПЗУ-00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Паспорт | НПЗУ-00.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| Комплект ЗИП | - | 1 комп. |
| Комплект монтажных частей | - | 1 комп. |
| 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 «НИКА-ОПТИМАСС».
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ 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 28.99.39-051-29191682-2018 Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС». Технические условия
83978-21: Методика поверкиСкачать5.9 Мб