Приложение к свидетельству № 55698
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные КТС-ИУ
Назначение средства измерений
Установки измерительные КТС-ИУ (далее - КТС-ИУ) предназначены для измерения
массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного
газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы сепарированной
нефти без учета воды, а такжеотображения, архивирования и передачи результатов
измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла и
применяются для модернизации действующих автоматизированных групповых замерных
установок АГЗУ различных типов и вновь создаваемых в качестве функционально
объединенного набора средств измерений и автоматизации таких установок с целью
обеспечения требований ГОСТ Р 8. 615-2005.
Описание средства измерений
КТС-ИУиспользуетсядляизмеренияпродукциискважинприусловииее
предварительной сепарации с целью разделения газожидкостной смеси водонефтяную и
газовую (нефтяной газ) составляющую.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится
кориолисовыми счетчиками-расходомерами.
Измерение количества выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа,
производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами или объемными расходомерами-
счетчиками, позволяющими по измеренным значениям массы или объема газа в рабочих
условиях, плотности нефтяного газа в стандартных условиях, определяемой на основании
молярного состава газа, давления и температуры газа, коэффициента сжимаемости и
времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенные к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды (объемной доли
нефти) в сырой нефти вычисляется значение массы нефти без учета воды.
В зависимости от диапазона измеряемых расходов сырой нефти и сводного нефтяного
газа КТС-ИУ имеют четыре типоразмера – КТС-ИУ-120, КТС-ИУ-400, КТС-ИУ-700, КТС-
ИУ-1500.
Конструктивно КТС-ИУ представляет собой измерительную установку, которая
состоит из внесенных в Государственный реестр средств измерений массы жидкости и газа,
плотности, температуры и объемного содержания нефти в водонефтяной смеси; набора
регулирующей и запорной арматуры, необходимой для автоматизации процесса измерений, а
так же блока управления и обработки информации.
КТС-ИУ обеспечивает выполнение прямых измерений:
- массы, плотности и температуры сырой нефти (водонефтяной смеси);
- массы нефтяного газа;
- объемной доли нефти в водонефтяной смеси;
- времени исследования скважины и времени работы ее за отчетный период;
а так же косвенных измерений:
- объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;
- массы нефти в водонефтяной смеси и расходов скважины по нефти и газу.
Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от
комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09).
Лист № 2
Всего листов 5
Дляизмерения количестванефтяногогаза используютсявзависимостиот
комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчики жидкости массовые МАСК (Госреестр № 12182-09);
- датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды (объемной доли нефти) в сырой нефти
используются влагомер сырой нефти ВОЕСН (Госреестр № 32180-11);
Всоставсистемыобработкиинформациивходят:комплексизмерительно-
вычислительный на базе модулей «ЭЛЕМЕР-EL-4000» (Госреестр № 43466-09), вторичная
аппаратура средств измерений и программируемый логический контроллер Unitronics V570.
Установки обеспечивают для каждой, подключенной на измерение, нефтяной
скважины:
- измерения массового расхода, массы плотности и температуры сепарированной сырой
нефти;
- измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к
стандартным условиям;
- измерения объемной доли воды в сырой нефти;
- индикацию, архивирование и передачи результатов измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
Общий вид КТС-ИУ приведен на рисунке 1.
Рисунок 1. Общий вид КТС-ИУ
Программное обеспечение
ПОКТС-ИУпредставляетсобойпроект«ШКУ»,разработанныйвсреде
программирования «VisiLogic». Проект предназначен для исполнения в программируемом
логическом контроллере (ПЛК) Unitronics V570.
Лист № 3
Всего листов 5
Структурно проект состоит из следующих взаимосвязанных логических модулей:
- главный модуль «Main Module», запускается автоматически при включении питания и
обеспечивает инициализацию остальных модулей;
- модуль «Console Driver», обслуживающий сенсорную панель управления ПЛК
Unitronics;
- модуль «Archive Driver» сохраняет результаты измерений в архив;
- модули «Extercom Driver» и «Intercom Driver» обеспечивают общую настройку
режимов работы КТС-ИУ и обмен данными с полевыми устройствами и верхним уровнем;
- модуль «Fieldbus Driver» реализует протоколы связи Modbus RTU;
- модуль «HMI», содержащий диалоговые окна сенсорной панели управления ПЛК
Unitronics V570;
- вычислительный модуль «Measure Driver», реализующий расчетные алгоритмы КТС-
ИУ;
- модуль «SD Driver», позволяющий считывать и сохранять копии настроек и архивов
на SD-карту;
- модули «State Machine», «Target Driver», «Valves Driver» служат для управления
исполнительными устройствами в составе КТС-ИУ.
ПО КТС-ИУ аттестовано, свидетельство о метрологической аттестации программного
обеспечения № 01.00284-2010-104/04-2013, выдано ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»
18.11.2013 г.
Таблица 1. Идентификационные данные ПО:
Алгоритм
ИдентификационноеИдентификационныйЦифровойвычисления
наименование ПОномер версии ПОидентификатор ПОцифрового
идентификатора ПО
ПО ШКУ
8268afc0f9631
контроллера3.7
204500c93515f4989d6
MD-5
Unitronics V570
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
- давление, МПа от 0,2 до 6,3
- температура,
о
С от 5 до 85
- кинематическая вязкость жидкости, м
2
/с от 1∙10
-6
до 150∙10
-6
- плотность водонефтяной смеси, кг/м
3
от 800 до 1180
- плотность пластовой воды, кг/м
3
от 1000 до 1100
- плотность нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м
3
от 0,7 до 1,2
- объемная доля воды в сырой нефти, % до 98
- объемная доля свободного газа в водонефтяной смеси, %, не более 2
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,1 до 62,5
(от 2,4 до 1500).
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,
приведенного к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут) от 2 до 18750
(от 50 до 450000).
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы и массового расхода сырой нефти, %± 2,5.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды)
при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %
От 0 до 70 %± 6;
Лист № 4
Всего листов 5
Св.70 до 95 %± 15;
Св. 95 до 98 %± 30.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды, %:
От 0,1 до 70,0 %± 1,0;
От 70 до 99,9 %± 1,5.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений
объемной доли нефти, %:
От 30,0 до 99,9 %± 4,0;
От 5,0 до 30,0 % ± 10,0;
От 2,0 до 5,0 % ± 18,0.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным
условиям, %± 5,0.
Условия эксплуатации:
-температура окружающей среды, °C
первичные преобразователи от минус 40 до 50;
остальная аппаратура от 5 до 50;
-относительная влажность воздуха, %, не более:
первичные преобразователи при температуре плюс 35
°
С 95 %;
остальная аппаратура при температуре плюс 30
°
С 80 %.
Параметры питания электрических цепей
- токпеременный;
- напряжение, В ;
- частота, Гц 50±1.
Потребляемая мощность, не более 50 Вт.
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), мм, не более 2040 × 2000 × 2000.
Масса, кг от 800 до 1350.
Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.
Срок службы, не менее 10 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским
способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления – методом
аппликации или шелкографией.
Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная «КТС-ИУ»
Эксплуатационная документация (согласно ведомости ЭД)
Методика поверки
Количество
1 компл.
1 компл.
1 экз.
Поверка
осуществляется по инструкции НА.ГНМЦ.0046-2013 МП «ГСИ. Установки измерительные
КТС-ИУ. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в
г. Казань 25.12.2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
1. Установка поверочная УПВ-100 (Госреестр № 32918-06).
2. Термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);
3. Термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2
(Госреестр № 32777-06).
4. Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08).
Лист № 5
Всего листов 5
5. Стенд испытательный ИС АГЗУ.
6. Стенд гидродинамический для влагомеров ВОЕСН.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в Рекомендации «ГСИ. Методика выполнения
измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на отдельной скважине с помощью
измерительной установки «КТС-ИУ», утверждена ФГУП «ВНИИР» 20.03.2008 г.
Нормативныеитехническиедокументы,распространяющиесянаустановки
измерительные КТС-ИУ
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
2. ТУ 4213-020-0013793-2006 Установки измерительные «КТС-ИУ». Технические
условия.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«Бугульминскийопытныйзавод
нефтеавтоматики» (ООО «БОЗНА»)
423200, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма, Воровского, 41
Телефон/факс: (85594) 9-45-15
E-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение
Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; 272-47-86;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.
Заместитель Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_________ 2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
