| Номер в госреестре | 64909-16 |
| Наименование СИ | Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин |
| Изготовитель | Акционерное общество«ОЗНА-Измерительные системы» (АО «ОЗНА-Измерительные системы»), Республика Башкортостан,г. Октябрьский |
| Год регистрации | 2016 |
| Срок свидетельства | 07.09.2026 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Передвижные комплексы для исследования и освоения скважин (далее - ПКИОС) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти без учета воды, массе нетто нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации продукции с последующей утилизацией попутного газа на факеле и сбросом сырой нефти в нефтесборную систему месторождения, либо в собственную автономную систему сбора нефти.
Принцип действия ПКИОС основан на двухступенчатой сепарации нефтегазоводяной смеси и последующем измерении количества и параметров сепарированных сред. Продукция скважины по трубопроводу, подключенному к комплексу, поступает в однокамерный горизонтальный сепаратор внутренним объемом не менее 6,3 м3, который разделяет газожидкостную смесь на газ и сырую нефть. Жидкость поступает в нижнюю часть сепаратора и накапливается в нем до заданного регулируемого уровня. Заданный уровень жидкости в сепараторе поддерживается посредством клапана запорно-регулирующий с электроприводом, на который со шкафа управления поступают управляющие сигналы. Текущее значение уровня жидкости в сепараторе передается в шкаф управления с установленного на емкости преобразователя уровня. Верхний и нижний предельные уровни жидкости в сепараторе контролируются при помощи сигнализаторов уровня.
Сырая нефть поступает в жидкостную измерительную линию. Газ, отделившийся в сепараторе, попадает в газовую измерительную линию. В газовой линии после средств измерений установлен регулятор давления «до себя», который служит для поддержания в сепараторе оптимального для качественной сепарации давления.
Измеренная жидкость по межблочным трубопроводам отводится в калиброванную накопительную емкость объемом не менее 25 м3, где происходит накопление сырой нефти и выделение растворенного газа. По мере наполнения накопительная емкость опорожняется в автоцистерны. Объём жидкости, выдаваемой в автоцистерны, задаётся оператором и контролируется установленным на накопительной емкости преобразователем уровня с пересчетом по калибровочной таблице в зависимости от высоты столба жидкости. Выделившийся в калиброванной емкости газ отводится на факельную установку.
ПКИОС состоит из:
- блок сепарационно-измерительный (БСИ);
- блок накопительной емкости (БНЕ);
- блок факельного хозяйства (БФХ);
- блок операторный (БО);
- комплекта межблочных трубопроводов.
БСИ представляет собой утепленный блок-бокс с системами жизнеобеспечения и безопасности, установленный на шасси.
В БСИ установлены:
- емкость сепарационная вместимостью не менее 6,3 м3;
- измерительные линии расходов газа и жидкости;
- запорная и предохранительная арматура;
- трубопроводная обвязка.
СИ):
- измерительный преобразователь давления с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5%;
- манометр показывающий с диапазоном измерений от 0 до 6,0 (60) МПа (кгс/см2), Кт
1,5;
- термометр стеклянный показывающий с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±2°С;
- измерительный преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- датчик уровня поплавковый или волноводный с длиной чувствительного элемента не менее 1,5 м;
- сигнализаторы уровня в количестве 2 штук.
В жидкостной измерительной линии БСИ могут быть установлены:
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (регистрационный номер 24604-12), применяется опционально при измерении объемного влагосодержания с помощью влагомера);
- счетчики-расходомеры массовые ЭМИС - МАСС 260 (регистрационный номер 42953-15), счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный номер 45115-16), расходомеры массовые Promass (регистрационный номер 57484-14 и 15201-11).
В газовой измерительной линии БСИ установлены:
- преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (регистрационный номер 42775-14);
- измерительный преобразователь температуры, с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,0 (60) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более
±0,5 %;
- регулятор давления прямого действия «до себя» РД 520.
БНЕ представляет собой установленную на шасси калиброванную емкость вместимостью не менее 25 м3 с контрольно - измерительными приборами, запорной арматурой, трубной обвязкой и измерительной газовой линией. Площадка БНЕ оборудована освещением, пожарными извещателями, газоанализаторами.
Калиброванная емкость БНЕ оснащена следующими СИ:
- манометр показывающий с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2), Кт
1,5;
- измерительный преобразователь температуры, с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более
±0,5%;
- термометр стеклянный показывающий с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±2°С;
- датчик уровня поплавковый или волноводный с длиной чувствительного элемента не менее 2 м;
- сигнализаторы уровня в количестве 2 штуки.
В измерительной газовой линии БНЕ установлены:
- преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» (регистрационный номер 42775-14);
- измерительный преобразователь температуры, с диапазоном измерений от 0 до +100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5°С;
- измерительный преобразователь давления, с диапазоном измерений от 0 до 1,0 (10) МПа (кгс/см2) и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ±0,5 %.
БФХ является законченным изделием заводского исполнения, изготавливаемого по ТУ 3667-002-15301121-2012, и представляет собой вертикальную факельную установку с запорной арматурой, блоком регулирования газа, шкафом управления факелом. Факельная установка транспортируется на шасси, а при работе монтируется на специальном основании.
БО представляет собой вагон-дом на прицепе, оборудованный системами управления ПКИОС и жизнеобеспечения и служит для размещения автоматизированного рабочего места оператора.
Комплект межблочных трубопроводов предназначен для взаимной обвязки составных частей ПКИОС и представляет собой набор трубопроводов с быстроразъемными соединениями и переносными опорами для трубопроводов.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО вычислителей УВП 280 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.41 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 5E84F2E7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
ПО ПЛК S7-1200 - программа, разработанная согласно требованиям к ПО ПЛК. Обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА установки, а также сбор измеряемых параметров с вычислителя УВП-280.
ПО ПЛК S7-300 - обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА ПКИОС.
ПО АРМ оператора - программа, исполняемая во встроенной операционной системе АРМ оператора. Обеспечивает просмотр и изменение параметров, настроек и другой конфигурационной информации ПО ПЛК S7-1200 и S7-300, подачу оператором управляющих команд ПЛК S7-1200 и S7-300.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики ПКИОС
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь, добываемая из скважины |
| Диапазон дебита измеряемой скважины по жидкости, т/сут | от 10 до 700 включ. |
| Диапазон дебита измеряемой скважины по газу, приведенный к стандартным условиям, м3/сут | от 320 до 100000 включ. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности, %: - при измерении массы и среднесуточного массового расхода сырой нефти; - при измерении объема и среднесуточного объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям; - при измерении массы и среднесуточного массового расхода сырой нефти без учета воды при объемной доле воды в сырой нефти: до 70 % от 70 до 95 % свыше 95 % | ±2,5 ±5,0 ±6,0 ±15,0 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти, % | в соответствии с методикой измерений |
| Срок службы, лет, не менее | 20 |
| Режим работы | периодический |
Т а б л и ц а 3 - Основные технические характеристики
| Параметр | Значение |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от 0 до +90 включ. |
| Диапазон давления измеряемой среды, МПа | |
| - в БСИ - в БНЕ - в БФХ | от 0 до 4,0 включ. от 0 до 0,6 включ. от 0 до 1,6 включ. |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт | от 0 до 500 включ. |
| Диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 700 до 900 включ. |
| Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 | от 1000 до 1200 включ. |
| Диапазон плотности газа, кг/м3 | от 0,8 до 1,2 включ. |
| Массовая доля воды, %, | св. 0 до 100 |
| Массовая доля механических примесей, % | от 0 до 0,05 включ. |
| Объемная доля парафина, % | от 0 до 7 включ. |
| Объемная доля сероводорода, % | от 0 до 2 включ. |
| Г азовый фактор, м3/т | от 0 до 1000 включ. |
| Срок службы, лет, не менее | 20 |
| Наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее | 34500 |
| Режим работы | периодический |
| Параметры электропитания: - частота переменного тока, Гц | 50±0,4 |
| - напряжение переменного тока, В | 380-10 / 220-15 |
| - потребляемая мощность, кВ-А, не более | 20 |
наносится на металлические таблички, укрепленные снаружи блоков ПКИОС, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Т а б л и ц а 4 - Комплектность поставки*
| Наименование | Обозначение | Количество |
| ПКИОС | 1 шт. | |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | 1 шт. | |
| Руководство по эксплуатации | ОИ 221.00.00.00.0000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0429-09-2016 | 1 экз. |
| Паспорт | ОИ 221.00.00.00.0000 ПС | 1 экз. |
| *Комплект поставки ПКИОС может дополняться по условиям контракта. | ||
осуществляется по документу МП 0429-09-2016 «Инструкция. ГСИ. Передвижные комплексы для исследований скважин. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 июня 2016 г.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
Государственный первичный эталон массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;
Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением Передвижных комплекс для исследования и освоения скважин (ПКИОС)» (Свидетельство об аттестации 01.002572013/4609-16 от 08 июня 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)
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;
ТУ 3667-008-64156863-2014 Передвижной комплекс для исследования и освоения скважин.
