| Номер в госреестре | 71487-18 |
| Наименование СИ | Установки измерительные нефти и нефтяного газа |
| Обозначение типа СИ | ИУНГ |
| Изготовитель | ООО "Системы Нефть и Газ", г. Щелково. ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод", г. Домодедово; ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г. Калининград (срок свидетельства 07.06.2024г.) |
| Год регистрации | 2018 |
| Срок свидетельства | 07.06.2029 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ (далее - установки) предназначены 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, с учетом количества газа, используемого для газлифтной добычи.
Установки состоят из технологического блока (далее - БТ), включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, блока переключения скважин, содержащего трехходовые краны или переключатель скважин многоходовой, измерительных линий расхода и количества продуктов сепарации, оснащенных средствами измерений и вспомогательным оборудованием, трубопроводной обвязки и шкафа управления и индикации установки (далее - ШУИ), служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установок.
Принцип действия установок 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) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5 %.
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 ) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 % или с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,0 %. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется в ШУИ.
Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %. 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:
- с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии) с пределом абсолютной погрешности не более 1% при содержании объемной доли воды до 70 % , не более 1,5% при содержании объемной доли воды до 100%.
- по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течение установленного периода времени;
- по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течение установленного периода времени.
Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются по результатам измерений массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.
Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением датчиков давления с пределами приведенной погрешности не более ±0,5 % . Для индикации давления используются показывающие средства измерений давления.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 оС. Для индикации температуры используются показывающие средства измерений температуры.
ШУИ установок реализован на основе программируемых логических контроллеров. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов в значения физических величин, 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.
Типы средств измерений (СИ), используемых в составе установки, выбираются из таблицы 1 на этапе изучений условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.
Общий вид БТ установок представлен на рис. 1. Пломбирование установок не предусмотрено.
Конструкция и вид БТ установки может отличаться от приведенной на рисунке 1 в зависимости от типов используемых в составе установки СИ.
Перечень применяемых в установке СИ и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведены в таблице 1.
| Наименование средств измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| СИ массы и массового расхода жидкости и газа | |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Расходомеры массовые Promass (мод. Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| СИ объема и объемного расхода газа в рабочих условиях | |
| Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Датчики расхода газа “DYMETIC-1223M” | 57997-14 |
| Счетчики газа “DYMETIC-9423M” | 57998-14 |
| СИ содержания объемной доли воды в нефти | |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Влагомеры поточные ВСН-АТ | 62863-15 |
| Влагомеры поточные L и F | 56767-14 |
| Влагомеры сырой нефти ВОЕСН | 32180-11 |
| Измерители обводненности Red Eye 2G® и Red Eye 2G® Multiphase | 47355-11 |
| СИ давления | |
| Датчики давления Метран-100 | 22235-08 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200 | 37667-13 |
| Датчики давления малогабаритные КОРУНД | 47336-16 |
| СИ температуры | |
| Датчики температуры Rosemount 644, Rosemount 3144Р | 63889-16 |
| Преобразователи измерительные ATT2100 | 70157-18 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р | 56381-14 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-13 |
| Преобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ех | 23410-13 |
| Преобразователи температуры Метран-280, Метран-280-Ех | 23410-13 |
| ШУИ | |
| Системы управления модульные B&R X20 | 57232-14 |
| Примечание:. Конкретные модели СИ определяются заказом | |
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 с помощью прикладного ПО.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | AgzuIMS.br |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.72.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Основные метрологические и технические характеристики установок и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 3 а.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установок
| Наименование характеристики | Значение |
| Наибольший расход жидкости в зависимости от типоразмера (варианта исполнения), т/сут | 100; 400; 1500; 2000; 3000; 4000; 6000 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного и газлифтного газа, приведенные к стандартным условиям, м3/сут * | от 24 до 240000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установок, %, при измерениях | |
| - массы сырой нефти | ±2,5 |
| - массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % включ. - при содержании объемной доли воды свыше 70 % до 95 % включ. - при содержании объемной доли воды свыше 95 % | ±6 ±15 Устанавливается в аттестованной методике измерений |
| объема свободного и газлифтного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям | ±5 |
| Примечание: * - уточняется при заказе | |
Таблица 3 а - Основные технические характеристики и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Максимальное количество подключаемых скважин | 14 |
| Режим работы | Непрерывный |
| Условия эксплуатации: -температура в блоке технологическом, блоке переключения скважин и блоке автоматики, оС, не ниже* | +5 +10 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
| Параметры измеряемой среды: | |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь, газлифтный газ |
| Содержание воды в сырой нефти, %, не более | 100 |
| Содержание сероводорода, % объемных, не более | 8,0 |
| Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа, не более -нефтегазоводяная смесь -газлифтный газ | 6,3 10,0 |
| Температура рабочей среды, оС -нефтегазоводяная смесь -газлифтный газ | от 0 до 80 от 0 до 80 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Плотность сырой нефти, кг/м3 | от 690 до 1400 |
| Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20 °С, кг/м3 | от 690 до 1160 |
| Напряжение переменного тока, В | 380±38/220±22 |
| Частота переменного тока, Гц | 50±1 |
| Примечание: * - уточняется при заказе | |
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
Таблица 4 - Комплектность поставки*
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная нефти и нефтяного газа ИУНГ | 1 шт. | |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | 1 шт. | |
| Установка измерительная нефти и нефтяного газа. Руководство по эксплуатации | 0814.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0711-9-2017 | 1 экз. |
| *Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. | ||
осуществляется по документу МП 0711-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа ИУНГ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25 декабря 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.
отсутствуют.
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 3667-003-92743614-2015 Измерительные установки нефти и нефтяного газа. Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 12 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
