| Номер в госреестре | 88950-23 |
| Наименование СИ | Установки измерительные сырой нефти |
| Обозначение типа СИ | УИСН |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственное Предприятие Автоматики и Метрологии" (ООО "НПП АМ"), г. Самара |
| Год регистрации | 2023 |
| Срок свидетельства | 04.05.2028 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установки измерительные сырой нефти УИСН (далее - установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.
Одним из основных элементов установки является сепаратор, в котором нефтегазоводяная смесь разделяется на газ и жидкость. В зависимости от вида сепаратора установки подразделяются на следующие модификации: «УИСН-ДИНАМИК» и «УИСН-ЦИКЛОН».
Установка состоит из блока с технологическим оборудованием (далее - БТ) и блока с системой контроля и управления (далее - БА), расположенного в шкафу.
В состав БТ могут входить: сепаратор, входной и выходной трубопроводы; переключатель скважин многоходовый (далее - ПСМ) с гидроприводом; расходомер жидкости; расходомер газа; влагомер; преобразователи давления и температуры; манометры и термометры для местной индикации давления и температуры; ручной или автоматический пробоотборник; за-порно-регулирующая арматура; узел подключения поверочной установки.
Система обработки информации включает в себя программируемый логический контроллер (далее - ПЛК). ПЛК осуществляет сбор и обработку информации от первичных преобразователей, вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости, вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, местное управление оборудованием установки; автоматическое последовательное переключение скважин; управление запорно-регулирующей арматурой и т.д.
Вариант исполнения установки выбирается на этапе анализа условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.
В состав установки могут входить следующие основные средства измерений (далее -СИ) утвержденных типов:
- счетчики расходомеры массовые Micro Motion, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег. №) 45115-10, 45115-16, 71393-18, 84123-21;
- расходомеры-счетчики массовые кориолисовые «ROTAMASS», рег. №№ 27054-09, 27054-14, 75394-19;
- расходомеры массовые «Promass», рег. №№ 57484-14, 68358-17, 86234-22;
- счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С, рег. № 75514-19;
- счетчики-расходомеры массовые UST-Flow, рег. № 78029-20;
- счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260», рег. №№ 4295315, 77657-20;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак, рег. № 47266-16;
- счетчики-расходомеры массовые МИР, рег. № 68584-17;
- счетчики жидкости массовые МАСК, рег. № 12182-09;
- счетчики-расходомеры массовые OPTIMASS, рег. №№ 78635-20, 77658-20;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс, рег. № 70629-18;
- счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300, рег. № 65918-16;
- счетчики ковшовые скважинной жидкости КССЖ, рег. № 80540-20;
- счетчики газа вихревые СВГ, рег. №№ 13489-07, 13489-13;
- датчики расхода газа ДРГ.М, рег. № 26256-06;
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ), рег. № 7389419;
- преобразователи расхода вихревые ЭМИС-ВИХРЬ 200, рег. №№ 42775-14, 86309-22;
- влагомер оптический емкостной сырой нефти АМ-ВОЕСН, рег. № 78321-20;
- измерителя обводненности Red Eye® моделей Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase, рег. № 47355-11;
- влагомер поточный ВСН-АТ, рег. №№ 62863-15, 86284-22;
- влагомер нефти поточный ПВН-615Ф, рег. № 63101-16;
- влагомер микроволновой поточный МПВ700, рег. № 65112-16;
- влагомер сырой нефти ВСН-2, рег. № 24604-12.
Вспомогательные средства измерений:
- счетчики жидкости ДЕБИТ, рег. № 60437-15;
- счетчики жидкости ДЕБИТ-2, рег. № 75258-19;
- счетчики турбинные ТОР, рег. № 64594-16;
- счетчики турбинные ТОР-Т, рег. №№ 34071-07, 34071-17;
- счетчики турбинные ТОРНАДО, рег. № 86554-22;
- расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ, рег. №№ 60269-15, 70119-18, 74730-19;
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,3 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;
- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °С.
В зависимости от комплектации существуют модификации установок, в которых отсутствуют средства измерений объемной доли воды и количества свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
В этом случае для вычисления массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и попутного газа используются параметры измеряемой среды, определяемые в испытательной лаборатории на основании пробы, отобранной с помощью пробоотборника, входящего в состав установки и соответствующего ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб» или ГОСТ Р 8.880-2015 «ГСИ. Нефть сырая. Отбор проб из трубопровода».
На рисунках 1 и 2 приведены фотографии общего вида установок: «УИСН-ДИНАМИК» (рис. 1) и «УИСН-ЦИКЛОН» с сепаратором вертикального расположения (рис. 2а) и сепаратором горизонтального расположения (рис. 2б).
В сепараторе нефтегазоводяная смесь, поступающая из входного коллектора через входной патрубок, за счет многократного прохождения через сепарирующие элементы разделяется на жидкую и газообразную фазы. После сепарации свободный попутный газ отводится через выходной патрубок в газовую линию, дегазированная жидкость через выходной патрубок в жидкостную линию.
Регулирование уровня жидкости в сепараторе установки «УИСН-ДИНАМИК» осуществляется за счет сигнализатора уровня жидкости и регулирующей арматуры. Данные от сигнализатора уровня поступают на контроллер, а контроллер в зависимости от полученной информации управляет регулирующей арматурой.
Регулирование уровня жидкости в сепараторе установки «УИСН-ЦИКЛОН» осуществляется за счет поплавкового механизма, заслонки газовой, регулятора расхода или за счет сигнализатора уровня жидкости и регулирующей арматуры.
В состав БА могут входить следующие средства измерений:
- контроллер SCADAPack, рег. №№ 50107-12, 64980-16, 69436-17;
- контроллер измерительный R-AT-MM, рег. № 61017-15;
- контроллер программируемый SIMATIC S7-1200, рег. № 63339-16;
- контроллер программируемый логический V290, V530, V570, рег. №№ 56623-14, 53586-13;
- контроллеры программируемые логические ОВЕН ПЛК150 и ОВЕН ПЛК154, рег. № 36612-13;
- контроллер программируемый логический ПЛК200, рег. № 84822-22.
На рисунке 3 приведена фотография технологического блока с закрепленной маркировочной табличкой, на рисунке 4 - фото маркировочной таблички установки. На рисунке 5 приведена фотография внешнего вида установки «УИСН-ЦИКЛОН», на рисунке 6 приведена фотография внешнего вида установки «УИСН-ДИНАМИК».
а РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
ООО «НПП AM и "
ш © ш
Установка Измерительная Сырой Нефти УИСН-ЦИКЛОН-ЙдЗИ ■рнЩ^МПа
RU C-RU.H002,B О0С8О/22:
Рис. 6 - Внешний вид установки «УИСН-ДИНАМИК»
Структура условных обозначений установки:
| УИСН-Х | Х | Х | |
| Товарный знак (ДИНАМИК или ЦИКЛОН, указы | |||
| вается в зависимости от сепаратора). | |||
| Массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, | |||
| т/сут* | |||
| Рабочее давление, МПа | |||
Примечание:
* - массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси в зависимости от исполнения установок приведен в таблице 1
Таблица 1 - Массовый расход жидкой фазы в зависимости от исполнения установок
| Наименование характеристики | УИСН- 60 | УИСН- 120 | УИСН- 210 | УИСН- 420 | УИСН- 1500 |
| Массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, т/сут | от 2 до 60 | от 2 до 120 | от 2 до 210 | от 2 до 420 | от 2 до 1500 |
Заводской номер установки указывается в паспорте установки типографским способом и на маркировочной табличке ударным методом. Формат нанесения заводского номера -цифровой. Маркировочная табличка закрепляется на наружной поверхности установки.
Для предотвращения и выявления несанкционированного доступа к метрологически значимой части программного обеспечения установок применяются пломбировочные наклейки на интерфейс связи (рис. 7)
Программное обеспечение (ПО) установки представляет с собой встроенное программное обеспечение ПЛК.
Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 2. Конструкция установок исключает возможность несанкционированного влияния на ПО установок и измерительную информацию. Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | UISN |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | Не ниже v.1.00 |
| Цифровой идентификатор ПО | - |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | - |
Метрологические и технические характеристики установок, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики установок
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси1), т/сут, в зависимости от исполнения | от 2 до 1500 |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям1^ м3/сут, в зависимости от исполнения | от 2,4 до 450000 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости: - при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа • с, %, не более - при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа • с и более, %, не более | ±2,5 ±10,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), %: - от 0 до 70 % - от 70 до 95 % - свыше 95 % | ±6,0 ±15,0 в соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям2), % | ±5,0 |
| 1 - действительный диапазон измерений расхода жидкости и газа зависит от исполнения установки; 2) - не определяется для установок, в составе которых отсутствуют средства измерений объемного или массового расхода газа | |
Т аблица 4 - Основные технические характеристики установок
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Рабочее давление, МПа, не более | 6,3 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура измеряемой среды, °С | от 0 до +90 |
| Объемная доля воды в измеряемой среде, % | от 0 до 100 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3 | от 700 до 1360 |
| Вязкость измеряемой среды, мм2/с, не более | 1500* |
| Количество подключаемых скважин, шт. | до 14 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | 380±38/220±22 50±1 |
| Габаритные размеры, не более | габаритные размеры установки зависят от составных частей установки |
| Масса, кг, не более | масса установки зависит от составных частей установки |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура внутри блоков, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность окружающего воздуха, % | от -60 до +50 от +5 до +45 от 84 до 107 от 40 до 80 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 10000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| * - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа | |
наносится на металлические таблички, укрепленные на корпусе установок, методом лазерной маркировки или фотохимическим, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность установок приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность установки
| Наименование | Обозначение | Количество |
| У становка измерительная сырой нефти УИСН | - | 1 экз. |
| Эксплуатационная документация (руководство по эксплуатации, паспорт) | - | 1 компл. |
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных сырой нефти «УИСН». Свидетельство об аттестации № 01.00257 - 2013/10709-22 от 08.12.2022.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 8.637- 2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
ТУ 26.51.52-019-31651777-2022 Установки измерительные сырой нефти «УИСН». Технические условия.
| Зарегистрировано поверок | 28 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
