Untitled document

Приложение к свидетельству № 66417

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 6

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установка измерительная нефти и нефтяного газа

Назначение средства измерений

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена

для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой

нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством

сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров

сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа.

Описание средства измерений

Установка состоит из технологического блока, включающего в себя сепарационную

емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы,

измерительные линии расхода и количества продуктов сепарации, оснащенные средствами

измерений и вспомогательным оборудованием, и трубопроводную обвязку, и блока автоматики,

служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установки.

Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на

жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующих

измерениях массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа.

Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом

динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ).

Объемный расход и объем свободного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении

и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением

средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений, с применением СРМ

и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа. Приведение измеренного

объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется

контроллером шкафа управления и индикации блока автоматики установки (далее - ШУИ)

согласно «Методике измерений с применением установки измерительной нефти и нефтяного

газа» (далее - МИ).

Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных

условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного

газа. Измеренные значения передаются в ШУИ установки для формирования отчетов по всем

скважинам и передачи их в систему верхнего уровня.

Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:

- прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя

содержания объемной доли воды (при его наличии);

- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ

плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной

лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды,

значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении

установленного периода времени;

- в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной

периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная

величина в течении установленного периода времени.

Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом

динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода,

массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.

Лист № 2

Всего листов 6

Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым

методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для

измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением

термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом.

ШУИ установки реализован на основе системы управления модульной B&R X20. ШУИ

выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии,

а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов

из аналоговых в цифровые, расчет количества нефти и нефтяного газа по каждой скважине

с учетом введенных согласно МИ условно-постоянных величин (констант) для каждой скважины,

формирование отчетов и передачу их в систему верхнего уровня.

Общий вид установки представлен на рис. 1.

Пломбирование установки не предусмотрено.

Рисунок 1 - Общий вид установки

Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера

в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведен

в таблице 1.

Таблица 1- Перечень средств измерений и их регистрационные номера

Регистрационный номер

Наименование средств измерений

вФедеральноминформационном

фонде по обеспечению

единства измерений

Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа:

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion45115-16

(мод.CMF 300; F 200)

Средства измерений объемного расхода и объема газлифтного газа:

Счетчики газа «DYMETIC-9423M» (мод. «DYMETIC-57998-14

9423M-Т-50-60»)

Лист № 3

Всего листов 6

Регистрационный номер

Наименование средств измерений

вФедеральноминформационном

фонде по обеспечению

единства измерений

Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)24604-12

Влагомеры поточные L и F (мод. F)56767-14

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН32180-11

Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)47355-11

Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:

Датчики избыточного давления Метран-15032854-13

Манометры показывающие МПА-Кс50119-12

Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:

Термопреобразователи с унифицированным выходным сиг-38548-13

налом Метран-2700

Система trial и обработки информации:

Системы управления модульные B&R X2057232-14

* Опционально, при установке влагомера.

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах ШУИ

и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита

скважин в энергонезависимой памяти.

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений

в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Значение

AgzuIMS.br

не ниже 3.72.1

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры

измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды

Наименование характеристикиЗначение

Диапазон измерений дебита скважин по жидкости, т/сутот 1,5 до 150

Диапазон измерений объемного расхода свободного газа в стан- от 500 до 200000

дартных условиях, м³/сут

Диапазон измерений объемного расхода газлифтного газа в стан-от 300 до 50000

дартных условиях, м³/сут

Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении*

Массы сырой нефти±2,5

Массы сырой нефти без учета воды:

- при содержании объемной доли воды до 70 %±6

- при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % ±15

- при содержании объемной доли воды свыше 95 %не нормируется

(устанавливают

вметодикеизмерений)

Лист № 4

Всего листов 6

±5

Наименование характеристикиЗначение

Объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным

условиям

Объема газлифтного газа, приведенного к стандартным условиям±5

Параметры измеряемой среды:

Измеряемая среда Нефтегазоводяная

смесь, газлифтный

газ

Содержание воды в сырой нефти, %до 100

Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа

- нефтегазоводяная смесьдо 6,3

- газлифтный газ до 10,0

Температура рабочей среды,

- нефтегазоводяная смесь от 0 до +20

- газлифтный газ от 0 до +20

Плотность сырой нефти при 20°С, кг/м

от 690 до 1170

Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20°С, кг/м

от 690 до 860

Плотность пластовой воды при 20°С, кг/м

1170

Максимальное количество нефтяного газа (свободного) приве- 1000

денного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фак-

тор), м³/т

* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттесто-

ванных в установленном порядке

Значение

непрерывный

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Максимальное количество подключаемых скважин

Режим работы

Температура, °С

- в БТ, БПС;

-в БА

не ниже +5

не ниже + 5

с возможностью повышения темпе-

ратуры при необходимости до + 10

Электроснабжение

напряжение переменного тока, В

частота переменного тока, Гц

Режим управления запорно-регулирующей арматурой

Средний срок службы, лет

(380/220)±10%

50±5

Ручной, автоматизированный

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации

и паспорт.

Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность поставки*

НаименованиеОбозначение

Установка, заводской номер 696

Комплект запасных частей,

инструментов и принадлежностей

Количество

1 шт.

Лист № 5

Всего листов 6

НаименованиеОбозначениеКоличество

Руководство по эксплуатации 0814.00.00.000 РЭ 1 экз.

Методика поверки МП 0582-9-2017 1 экз.

*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0582-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные

нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28 апреля 2017 г.

Основные средства поверки:

рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти

и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки

измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/3209-17

от 28 апреля 2017 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установке

измерительной нефти и нефтяного газа

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного

газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений

массового расхода многофазных потоков

Техническая документация изготовителя

Изготовитель

Обществосограниченнойответственностью«Домодедовскийопытный

машиностроительный завод» (ООО «ДОМЗ»)

ИНН

7710535349

Адрес: 142005, Московская область, г. Домодедово, мкр. Центральный, ул. Кирова,

строение 27

Телефон/факс: (495)-419 00-96

E-mail:

domz@domz.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз»

(ООО «ИМС Индастриз»)

ИНН 7736545870

Адрес: 142703, Московская обл., Ленинский район, г. Видное, ул.Донбасская, д.2, стр.10,

ком.611

Телефон: (495) 221-10-50

Факс: (495) 221-10-51

Web-сайт:

www.imsholding.ru

E-mail:

ims@imsholding.ru