| Номер в госреестре | 76190-19 |
| Наименование СИ | Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа |
| Обозначение типа СИ | ИУ-10-250-63 |
| Изготовитель | ООО "Газпром проектирование" филиал Тюменский экспериментальный завод, г.Тюмень |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа ИУ-250-10-63 (далее по тексту - ИУ) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Принцип действия ИУ основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим измерением массы и массового расхода и объёма сырой нефти без учета воды (нефти), измерением объёма и объёмного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Для измерения массы, массовых расходов нефти и объема нефтяного газа применяется сепарационный метод, основанный на прямом методе измерений масс с использованием сепаратора. Массу сырой нефти в ёмкости измеряют прямым методом динамических измерений при сливе. Содержание воды в сырой нефти определяется косвенным методом в химикоаналитической лаборатории с помощью отбора проб жидкости через устройство отбора проб. На трубопроводе выхода жидкости из сепаратора также предусмотрена установка поточного влагомера для автоматического определения содержания воды в сырой нефти. По результатам измерений массы сырой нефти и объёмной доли воды в сырой нефти, измеренной поточным влагомером или в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объёма нефтяного газа производится с применением кориолисовых счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
ИУ работает в периодическом режиме слива/налива жидкости в сепараторе.
У становки состоят из блока технологического (далее по тексту - БТ) и блока аппаратного (далее по тексту - БА).
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
Технологическое оборудование, размещаемое в БТ, включает в себя:
- узел переключения с отключающей арматурой, трехходовыми кранами шаровыми с электроприводом;
- узел трубопровода выхода газожидкостной смеси с отключающей арматурой;
-узел трубопровода предсепарационного с отключающей арматурой, устройством отбора
проб;
- узел трубопровода сброса жидкости с отключающей арматурой с электроприводом, расходомером (счетчик-расходомер массовый кориолисовый интегрального типа Rotamass, номер в Федеральном информационном фонде №27054-14);
- узел трубопровода сброса газа с отключающей арматурой с электроприводом, расходомером (массовый расходомер интегрального типа Rotamass, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27054-14);
- узел трубопроводов дренажа и пропарки сепаратора с отключающей арматурой;
- узел трубопровода дренажа узла переключения с отключающей арматурой;
- сепаратор нефтегазовый оборудованный опорами, внутренними устройствами, люком-лазом, штуцером слива жидкости, контрольно-измерительными приборами, узлом пропарки (промывки) и продувки инертным газом, узлом сброса газа на местную свечу с краном, предохранительным клапаном.
Предусмотрены следующие первичные датчики в БТ:
- давления рабочей среды после узла переключения, в сепараторе, линии выхода газожидкостной смеси из блока (датчики избыточного давления типа Метран-150, номер в Федеральном информационном фонде №32854-08);
- уровня жидкости в сепараторе (преобразователь разности давления типа МС3000, номер в Федеральном информационном фонде №14250-05);
- температуры рабочей среды в измерительной линии расходомера (термопреобразователь сопротивления с унифицированным сигналом типа Метран-2700, номер в Федеральном информационном фонде №38548-13).
Кроме того, в помещении БТ установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- загазованности (по метану и сероводороду);
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания дверей.
БТ оборудован системами отопления, вентиляции (естественной и аварийной с механическим побуждением), освещения, пожарной и охранной сигнализации, а также сигнализации загазованности, автоматизации (оборудован первичными датчиками системы АСУ ТП) и технологическом оборудованием.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы силового электрооборудования оборудования и автоматики.
В помещении БА установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания двери.
В БА установлено следующее оборудование:
- шкафы силовые;
- шкаф информационно-управляющий;
- шкаф вторичной аппаратуры;
- источник бесперебойного питания.
БА оборудован системами отопления, вентиляции с системой кондиционирования, освещения, пожарной и охранной сигнализации.
Пломбирование установок измерительных для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-10-250-63 не предусмотрено.
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) ИУ обеспечивает реализацию функций ИУ, устанавливается в контроллере SP и панели WNT размещенных в шкафу информационно-управляющем БА. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные признаки | ПО контроллера SP | ПО панели WNT |
| Идентификационное наименование ПО (имя файла) | vSP20181228.out | vOP20181228.exob |
| Номер версии ПО (идентификационный номер) | 28.12.18 | 28.12.18 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 6F90F607 | 83BB9410 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC-32 (SVF) | CRC-32(SVF) |
Метрологические и основные технические характеристики ИУ приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут. | от 1,5 до 250 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут. | от 500 до 200000 |
| 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 % св.70 до 95 % св. 95 % | ± 6,0 ± 15,0 определяется в соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % | ± 5,0 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Характеристики рабочей среды: | |
| Рабочая среда | Продукция нефтяных |
| скважин | |
| Температура рабочей среды, °С | от -25 до +90 |
| Давление, МПа, не более | от 0,1 до 6,3 |
| Плотность нефти, кг/м3 | от 690 до 860 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | от 0 до 100 |
| Кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 °С, м /с | от 1,0 10-6 до 2000,0 10-6 |
| Плотность жидкости, кг/м3 | от 690 до 1200 |
| Технические характеристики | |
| Количество входов для подключения скважин, шт. | 10 |
| Потребляемая мощность, кВ А, не более | 15 |
| Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц | 220/380 В |
| Температура в помещениях блок-боксов, не менее, С | + 5 |
| Габаритные размеры блоков, мм, не более: | |
| Блок-бокс технологический | |
| - длина | 11965 |
| - ширина | 4350 |
| - высота | 3800 |
| Блок-бокс автоматики | |
| - длина | 3535 |
| - ширина | 3200 |
| - высота (без мачты) | 2860 |
| Масса, кг, не более | |
| - блок-бокс технологический | 22300 |
| - блок-бокс автоматики | 4300 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 100000 |
| Средний срок службы до списания, лет, не менее | 15 |
наносится в левой верхней части титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта ИУ типографским способом, на таблички блок-бокса технологического, блок-бокса автоматики
- методом аппликации или шелкографией.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-10-250-63 (заводские № 118081; 118082; 118083) | - | 3 экз. |
| Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-250-10-63. Руководство по эксплуатации | Т123.00.00.000РЭ | 1 экз. |
| Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ -250 -10 -63. Паспорт | Т123.00.00.000ПС | 1 экз. |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-10-250-63. Методика поверки | МП 0943-9-2019 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0943-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-10-250-63. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 21 февраля 2019 года.
Основные средства поверки:
- рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %.
- рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установок измерительных для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-10-250-63 в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
приведены в документе «ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений установками измерительными для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа», утвержденном ФБУ «Тюменский ЦСМ» 24.12.2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 1383/01.00248-2014/2018 от 24.12.2018 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к установкам измерительным для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ-10-250-63
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 23.11.2024 |
