| Номер в госреестре | 66854-17 |
| Наименование СИ | Установка замерная трехфазная |
| Обозначение типа СИ | УЗТ |
| Изготовитель | ООО НПО "Уфанефтегазмаш", г.Уфа |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установка замерная трехфазная УЗТ (далее - установка) предназначена для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе нетто сырой нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством трехфазной сепарации нефтегазоводяной смеси на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и отделенную пластовую воду.
Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси в трехфазном сепараторе на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и пластовую воду. Расход и параметры продуктов сепарации затем измеряются с применением средств измерений (СИ), установленных в измерительных линиях установки.
Массовый расход, масса и плотность отстоянной нефти и отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых Mico Motion (далее - РМ). Массовый расход и масса сырой нефти определяется как сумма расходов отстоянной нефти и отделенной пластовой воды.
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением вихревых расходомеров Rosemount. Приведение измеренного объема и плотности сепарированного попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки или с помощью вычислителя УВП-280. Общий объем попутного нефтяного газа определяется как сумма результатов измерений сепарированного попутного нефтяного газа и результатов измерений содержания растворенного в нефти газа.
Количество растворенного газа определяется на основе анализа отобранной под давлением пробы нефти по аттестованной методике измерений.
Содержание объемной доли воды в отстоянной нефти и содержание нефти в отделенной пластовой воде измеряется одним из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением поточных преобразователей содержания объемной доли воды;
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений плотности жидкости, измеренной РМ, плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, вводимых в СОИ в качестве условно-постоянных величин;
- содержание объемной доли воды измеряется в химико-аналитической лаборатории по отобранной пробе и соответствующее значение вводится в СОИ установки в качестве условно-постоянной величины.
Массовый расход и масса нетто сырой нефти измеряются косвенным методом динамических измерений как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта определяется на основе измеренных значений содержания объемной доли воды в нефти и содержания нефти в отделенной пластовой воде, а так же измерений содержания растворенного в нефти газа, содержания механических примесей и хлористых солей.
Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления в сепараторе используются показывающие средства измерений давления.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды в сепараторе используются показывающие средства измерений температуры.
СОИ установки реализована на основе контроллера Siemens Simatic S7-300 / S7-400. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.
Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений приведен в таблице 1
Таблица 1 - Перечень применяемых в установке средств измерений
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер |
| Средства измерений массы и массового расхода отстоянной нефти: | |
| 1 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion F200S (рабочие и контрольно-резервный) | 45115-16 |
| Средства измерений массы и массового расхода отделенной пластовой воды: | |
| 2 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion F100S (рабочие и контрольно-резервный) | 45115-16 |
| Средства измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях: | |
| 3 Вихревой расходомер Rosemount 8800 | 64613-16 |
| Средства преобразования объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях к стандартным условиям | |
| 4 Вычислитель УВП-280 | 62187-15 |
| Средства измерений содержания объемной доли воды | |
| 5 Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК (рабочий и резервный) | 51343-12 |
| Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления | |
| 6 Датчики избыточного давления Метран-75 | 48186-11 |
| 7 Манометры ТМ | 25913-08 |
| Средства измерений и показывающие средства измерений темпе | эатуры |
| 8 Датчики температуры 0065 | 53211-13 |
| 9 Термометры БТ | 26221-08 |
| Система сбора и обработки информации | |
| 10 Siemens Simatic S7-300 | 15772-11 |
| 11 Siemens Simatic S7-400 | 15773-11 |
Общий вид установки представлен на рисунке 1, схема пломбировки установки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Пломбировка шкафа СОИ
?
£
5-
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | UZT |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Не применяется |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 3 - Метрологические характеристики установок.
| Наименование показателя/параметра | Значение. | |
| Расход жидкости (пропускная способность), т/сут. (м3/сут.), не более | 787,8 (1010) | |
| Расход отстоянной нефти, т/сут. (м3/сут.), не более | 787,8 (1010) | |
| Расход газа в стандартных условиях, м3/сут., не более | 1 212 000 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении*: | ||
| Массы сырой нефти | ±2,5 | |
| Массы нетто сырой нефти | не нормируется | |
| Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям | ±5,0 | |
| * Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке | ||
| Наименование параметра | Значение |
| Режим работы УЗТ | Непрерывный, в течение времени измерений |
| газожидкостная | |
| Рабочая среда | смесь (нефть, пластовая вода, нефтяной газ) |
| Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более | 7,2 (73) |
| Температура рабочей среды, °С | |
| - максимальная | 60 |
| - минимальная | 5 |
| Плотность жидкости, кг/м3 | |
| - максимальная | 1190 |
| - минимальная | 750 |
| Содержание воды в сырой нефти, % | от 0 до 100 |
| Газовый фактор по нефти, м3/м3, не более | 1 200 |
| Объемное содержание свободного нефтяного газа после сепарации, %, не более, | 0,1 |
| Остаточное содержание растворенного нефтяного газа после сепара- 3 3 ции, м /м , не более | 150 |
| Параметры электропитания | |
| - частота переменного тока, Гц | 50±0,4 |
| - напряжение переменного тока, В | 380-10 /220-15 |
| - потребляемая мощность, кВ-А, не более | 50 |
наносится на металлические таблички, укрепленные на блок-бокс установки, 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.
Таблица 5 - Комплектность поставки*
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка замерная трехфазная | УЗТ зав. № 8014/2015 | 1 шт. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | 1 шт. | |
| Руководство по эксплуатации | УНГМ-№ 10/07/15-0200.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0425-9-2016 | 1 экз. |
| Паспорт | УНГМ-№ 10/07/15-0100.00.000 ПС | 1 экз. |
| *Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
осуществляется по документу МП 0425-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установка замерная трехфазная (УЗТ)». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ 8.142-2013;
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ Р 8.618-2014.
- 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.
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением измерений с применением «Установки измерительной УЗТ» производства ООО «НПО «УФАНЕФТЕГАЗМАШ» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/2909-16 от 18 апреля 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
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости
ТУ 3667-033-96229434-2015 Установка замерная трехфазная (УЗТ) для измерения параметров продукции добывающих нефтегазовых скважин. Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 27.11.2024 |
