Назначение
Установки замерные «УЭП-ЗУ» (далее - установки) предназначены для измерения массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа и параметров продукции нефтяных скважин.
Описание
По назначению и принципу действия установки относятся к групповым измерительным установкам согласно ГОСТ Р 8.615-2005.
Принцип работы установок основан на разделении продукции скважины на жидкую и газовую фазы с последующим измерением количества и параметров жидкости и газа на выходе из сепаратора. В установке сигналы с первичных измерительных преобразователей массы жидкости и объема газа, объемной доли воды в сырой нефти, температуры и давления поступают на станцию управления, которая принимает, обрабатывает информацию о количестве и параметрах качества нефти сырой, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений.
Конструктивно установка состоит из технологического блока (БТ) и аппаратурного блока (БА), которые размещены в типовых блок-боксах. В состав БТ входят сепаратор, технологические и дренажные трубопроводы и модуль измерительный. В состав БА (станция управления) входят шкаф силовой, шкаф вторичных приборов, контроллер, измерительно вычислительный комплекс и рабочее место оператора.
Модуль измерительный состоит из следующих средств измерений:
- массовый расходомер жидкости;
- массовый или объемный расходомер газа;
- влагомер;
- термопреобразователь сопротивления;
- датчик давления;
- манометр.
Модели установок в зависимости от комплектов средств измерений (КСИ), входящих в их состав, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Модели установок и используемые в них СИ
| Номер КСИ | Модель средства измерений | Обозначение КСИ |
| Счетчик сырой нефти | Счетчик нефтяного газа | Влагомер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | CMF, T, F, R | CMF, F, R | ВОЕСН | Е1 |
| 2. | ВСН-2 | Е2 |
| 3. | ПВН | Е3 |
| 4. | «8800» | ВОЕСН | Е4 |
| 5. | ВСН-2 | Е5 |
| 6. | ПВН | Е6 |
| 7. | «ИРГА-РВ» | ВОЕСН | Е7 |
| 8. | ВСН-2 | Е8 |
| 9. | ПВН | Е9 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 10. | CMF, T, F, R | ДРГ.М | ВОЕСН | Е10 |
| 11. | ВСН-2 | Е11 |
| 12. | ПВН | Е12 |
| 13. | «Rotamass» RCCS(T) 34-39/IR | «Rotamass» RCCS(T) 34-39 | ВОЕСН | R1 |
| 14. | ВСН-2 | R2 |
| 15. | ПВН | R3 |
| 16. | «8800» | ВОЕСН | R4 |
| 17. | ВСН-2 | R5 |
| 18. | ПВН | R6 |
| 19. | «ИРГА-РВ» | ВОЕСН | R7 |
| 20. | ВСН-2 | R8 |
| 21. | ПВН | R9 |
| 22. | ДРГ.М | ВОЕСН | R10 |
| 23. | ВСН-2 | R11 |
| 24. | ПВН | R12 |
| 25. | «Promass» Е, I, F | «Promass» Е, I, F | ВОЕСН | Р1 |
| 26. | ВСН-2 | Р2 |
| 27. | ПВН | Р3 |
| 28. | «8800» | ВОЕСН | Р4 |
| 29. | ВСН-2 | Р5 |
| 30. | ПВН | Р6 |
| 31. | «ИРГА-РВ» | ВОЕСН | Р7 |
| 32. | ВСН-2 | Р8 |
| 33. | ПВН | Р9 |
| 34. | ДРГ.М | ВОЕСН | Р10 |
| 35. | ВСН-2 | Р11 |
| 36. | ПВН | Р12 |
| 37. | «Маск» -20, 50, 100 (вариант 1) | cmf, f, r | ПВН | М1 |
| 38. | ВСН-2 | М2 |
| 39. | ПВН | М3 |
| 40. | «Rotamass» RCCS(T) 34-39 | ВОЕСН | М4 |
| 41. | ВСН-2 | М5 |
| 42. | ПВН | М6 |
| 43. | «Promass» Е, I, F | ВОЕСН | М7 |
| 44. | ВСН-2 | М8 |
| 45. | ПВН | М9 |
| 46. | «8800» | ВОЕСН | М10 |
| 47. | ВСН-2 | М11 |
| 48. | ПВН | М12 |
| 49. | «ИРГА-РВ» | ВОЕСН | М13 |
| 50. | ВСН-2 | М14 |
| 51. | ПВН | М15 |
| 52. | ДРГ.М | ВОЕСН | М16 |
| 53. | ВСН-2 | М17 |
| 54. | ПВН | М18 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 55. | «Маск» -20, 50, 100 (вариант 1) | cmf, f, r | ВОЕСН | М |
| 56. | ВСН-2 | Н1 |
| 57. | ПВН | Н2 |
| 58. | «Rotamass» RCCS(T) 34-39 | ВОЕСН | Н3 |
| 59. | ВСН-2 | Н4 |
| 60. | ПВН | Н5 |
| 61. | «Promass» Е, I, F | ВОЕСН | Н6 |
| 62. | ВСН-2 | Н7 |
| 63. | ПВН | Н8 |
| 64. | CMF, T, F, R | cmf, f, r | ПВН | Е |
| 65. | ВОЕСН | А1 |
| 66. | ВСН-2 | А2 |
Перечень СИ используемых в установках представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень СИ используемых в установках
| № пп | Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Госреестре средств измерений |
| 1 | Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» CMF, Т, F, R | 45115-10 |
| 2 | Счетчики-расходомеры массовые «Rotamass» RCCS(T) 34-39/IR | 27054-09 |
| 3 | Расходомеры массовые «Promass» Е, I, F | 15201-11 |
| 4 | Счетчики жидкости массовые «Маск»-20, 50, 100 (вариант 1) | 12182-09 |
| 5 | Расходомеры-счетчики вихревые «8800» | 14663-12 |
| 6 | Расходомеры-счетчики вихревые «ИРГА-РВ» | 26133-08 |
| 7 | Датчики расхода газа ДРГ.М-160, 400, 800,1 600, 2500, 10000 | 26256-06 |
| 8 | Влагомеры сырой нефти «ВОЕСН» | 32180-11 |
| 9 | Влагомеры сырой нефти «ВСН-2» | 24604-07 |
| 10 | Влагомеры поточные «ПВН-615М» | 39100-09 |
| 11 | Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе PLC | 15652-09 |
| 12 | Контроллер программируемый SIMATIC S7-1200 | 45217-10 |
| 13 | Контроллер SCADAPack | 16856-08 |
| Примечания: Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа с характеристиками не хуже указанных ниже, в том числе: - преобразователи избыточного давления с верхним пределом измерений 6 МПа и пределами основной допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %; - преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ± 0,5 % (на газовый трубопровод допускается не устанавливать); - преобразователи перепада давления с верхним пределом измерений 10 кПа и пределами основной допускаемой приведенной погрешности, не более ± 0,5%; - манометры показывающие с верхним пределом измерений 6 МПа, класс точности не ниже 1,5. |
Станция управления осуществляет управление технологическим процессом и инженерными системами блок-боксов. Измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) предназначен для преобразования входных электрических сигналов, поступающих от измерительных преобразователей, и вычисления массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды, объема свободного нефтяного газа, дебита нефтяных скважин.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
- измерение массы сырой нефти;
- измерение объема нефтяного газа;
- измерение объемной доли воды (или нефти) в водонефтяной смеси;
- измерение температуры сырой нефти;
- измерение давления сырой нефти и нефтяного газа.
На базе результатов прямых измерений, автоматически с помощью контроллера производятся вычисления:
- массы обезвоженной нефти в водонефтяной смеси (т);
- объема свободного нефтяного газа в стандартных условиях (м3);
- массового расхода сырой нефти (т/сут);
- массового расхода обезвоженной нефти (т/сут);
- объемного расхода нефтяного газа (м3/сут).
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид установки
Схема нанесения знака поверки представлена на рисунке 2
Рисунок 2 - Схема пломбировки шкафа контроллера
Программное обеспечение
В установках используется станция управления АГЗУ АТПА-101 со встроенным программным обеспечением. Идентификационные данные ПО представлены в таблице 3.
Таблица 3- Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО для станции управления АГ -ЗУ АТПА-101 | АГЗУ-Массомер | V1.0.1.7 | 9054hex | CRC16 |
Уровень защиты ПО установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«С».
Технические характеристики
Количество подключаемых скважин, шт.
Диаметр условного прохода, мм
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)
Температура рабочей среды, °С
Объемная доля воды в нефти, %
Плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3
Кинематическая вязкость водонефтяной смеси при 20 °С, сСт, не более
Плотность пластовой воды, кг/м3
Содержание сероводорода, %, не более
Содержание парафина, %, не более
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условиях, м3/ч
от 1 до 28 50; 80;100
4 (40); 6,3 (63) от плюс 5 до плюс 70 от 1 до 99
от 700 до 1100
500
от 1000 до 1200 2
5
от 1 до 9500
Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч (т/сут) от 0,04 (1) до 83,3 (2000)
Пределы допускаемой относительной погрешности установок при:
| измерении массы сырой нефти измерении объема нефтяного газа (приведенного к стандартным условиям) | ± 2,5 ± 5,0 |
при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях)
| до 70 % | ± 6,0 |
| до 85 %* Пределы допускаемой приведенной погрешности установок | ± 15,0 |
| при измерении унифицированных токовых сигналов, % Пределы допускаемой относительной погрешности установок | ± 0,5 |
| при измерении интервалов времени, % Пределы допускаемой абсолютной погрешности установок | ± 0,15 |
| при измерении числа импульсов, имп | ± 1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установок при вычислении результатов, % | ± 0,05 |
| Потребляемая мощность, кВ •А, не более | 12 |
| Напряжение питания переменного тока, В | - 380/220±22 |
| Частота тока, Гц Габаритные размеры (длинахширинахвысота), мм, не более | 50 ± 1 |
| - БТ | 5500х3200х3000 |
| - БА | 2000х3200х3000 |
| Масса, кг, не более - БТ | 8000 |
- БА 1000
Средняя наработка на отказ, ч, не менее 2500
Средний срок службы, лет, не менее 10
- Примечание: характеристики погрешности измерения массы сырой нефти при содержании воды более 85 % и газового фактора продукции скважины нормируются методиками измерений
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплектность ИВК представлена в таблице 3.
Таблица 4 - Комплектность ИВК
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка замерная «УЭП-ЗУ» | УЭП 00.00.000 | 1 |
| «Установка замерная «УЭП-ЗУ». Руководство по эксплуатации» | УЭП 00.00.000 РЭ | 1 |
| «Установки замерные «УЭП-ЗУ». Методика поверки» | | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56841-14 «Инструкция. ГСИ. Установка замерная «УЭП-
ЗУ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 13 ноября 2013 г.
Основное поверочное оборудование:
Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти:
Диапазон формирования силы тока
Диапазон формирования количества импульсов
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при:
формировании силы тока
формировании количества импульсов
от 0,5 до 20 мА;
от 10 до 2000 имп
± 0,003 мА;
± 1 имп
Средства поверки для средств измерений, входящих в состав установки, указаны в методиках поверки на данные средства измерений.
Сведения о методах измерений
«Количество углеводородного сырья. Методика среднесуточных измерений массы сырой нефти, массы обезвоженной нефти и объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, измерительными установками «УЭП-ЗУ», аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ» (Свидетельство № 756/01.00248-2008/2013 от 15 октября 2013 г.).
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
2 МИ 2693-2001 ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.
3 ТУ 3667-005-77853316-2013 Установка замерная «УЭП-ЗУ». Технические условия
Рекомендации к применению
-торговля и товарообменные операции
