| Описание | Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.
Установки состоят из блока контроля и управления (далее – БКУ) и блока технологического (далее – БТ).
Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины. При изготовлении установок в мобильном варианте, блок БТ (вариант исполнения установок для подключения одной скважины) и блок БКУ устанавливаются в кузове прицепа или автомобиля, либо на шасси прицепа или автомобиля.
В состав БКУ входят силовой шкаф, блок измерений и обработки информации (далее – БИОИ). В варианте исполнения стационарной установки для подключения одной скважины БИОИ во взрывозащищенном исполнении может устанавливаться в БТ.
В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее – СИ): счетчики- расходомеры массы и массового расхода жидкости и газа, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее — ЕС) или трубный сепаратор (далее - ТС) , переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.
В зависимости от конструкции, комплектации средствами измерений и оборудованием установки выпускаются в следующих исполнениях:
- исполнение 1 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 2 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 3 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 4 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 5 – с объемным счетчиком-расходомером жидкости и поточным плотномером жидкости в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 6 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости/газа или с объемным счетчиком-расходомером жидкости/газа и поточным плотномером жидкости на общей измерительной линии жидкости/газа;
ИУ могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины.
Установки в разных исполнениях измеряют массу и массовый расход жидкости, массу и массового расход обезвоженной нефти, объем и объемный расход газа, приведенные к стандартным условиям в автоматическом режиме с учетом:
– введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стандартизованными методами в лабораторных условиях;
– поправок на давление и температуру рабочей среды;
– газосодержания рабочей среды;
Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.
Таблица 1 – Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации исполнений установок.
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | | Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» | 45115-16 | | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 27054-14 | | Расходомеры массовые Promass Х | 50365-12 | | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 | | Счетчик жидкости массовый МАСК | 12182-09 | | Счетчики количества жидкости СКЖ | 14189-13 | | Счетчики количества жидкости камерные СКЖ | 75644-19 | | Счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300 | 65918-16 | | Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-11 | | Счетчики-расходомеры массовые ЭМИС-МАСС 260 | 42953-15 | | Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS | 50998-12 | | Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 | | Расходомеры-счетчики массового расхода и массы жидкости ЭРМАСС.НТ | 70585-18 | | Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ | 60269-15 | | Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.М | 70119-18 | | Расходомеры вихревые ИРГА-РВ | 55090-13 | | Расходомеры-счетчики вихревые ИРВИС -РС4М | 30206-05 | | Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 | | Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 | | Контроллер универсальный МИКОНТ-186 | 54863-13 | | Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ-2300 | 14527-11 | | Вычислители УВП-280 | 53503-13 | | Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 | 61953-15 | | Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ | 42678-09 | | Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК | 59365-14 | | Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 | | Плотномеры 804 | 47933-11 | | Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/D/PIK | 46883-11 | | Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/FS | 50171-12 | | Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ | 39821-13 | | Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 | 20993-06 | | Контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack | 16856-08 | | Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334Е, 330Е/334Е, 350/357, 350Е/357Е, 312, 313, 337Е, 570/575 | 69436-17 | | Контроллеры измерительные АТ-8000 | 42676-09 | | Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix 1 | 42664-09 | | Контроллеры измерительные R-AT-MM | 43692-10 | | Контроллеры измерительные R-AT-MM | 61017-15 | | Контроллеры механизированного куста скважин КМКС | 50210-12 | | Контроллеры измерительные Direct Logic DL05, DL06, DL105, DL205, DL405 | 17444-11 | | Контроллеры программируемые DirectLOGIR, МТКCLICK, Productivity, Productivity3000, Protos X, Trminator | 65466-16 | | Контроллеры логические программируемые ПЛК 160 | 48599-11 | | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200 | 63339-16 | | Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 | | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-200 | 15771-10 | | Модули измерительно-вычислительные МССxx | 76108-19 | | Устройства программного управления «TREI-5B» | 31404-08 | | Системы управления модульные B&R X20 | 57232-14 | | Комплекс программно-технический «Мега» | 48782-11 | | Комплекс многофункциональный программно-технический «Инфолук» | 56369-14 | | Комплексы автоматики и телемеханики многофункциональные программно-технические «Сфера-1» | 8647-14 | | Комплексы многофункциональные Программно-технические «Орбита» | 53630-13 | | Измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерения 0-25,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5%, аналоговый токовый выходной сигнал; | | Измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений 0-100°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5ºС, аналоговый токовый выходной сигнал; | | Манометры показывающие с пределами измерений 0-6,0 МПа, кл.т. не ниже 1,5 | | Термометры показывающие с пределами измерений 0-100ºС, абсолютная погрешность ±0,5 ºС |
Заводской номер указан на технологическом блоке БТ ИУ.
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
|
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
| $$$$$Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (далее – ПО) для установок состоит из программно-технического комплекса «Мега» или устройства обработки информации измерительной системы R-АТ-ММ, комплекса многофункционального программно-технического «Инфолук», МПТК «Орбита», Систем управления модульных B&R X20, Модулей измерительно-вычислительных МССxx.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно ПР 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и измеренных (вычисленных) данных. ПО на метрологические характеристики установок влияние не оказывает.
Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) установок приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | Цикломашина опроса «Ротор» | Мega ОРСDA Server | DebitCalc | Infolook.Polling | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 10ХХ.Хсборка ХХХ* | 10Х.Х.Х.ХХХ* | VO.1 | 1.00.5036.24320 | | Цифровой идентификатор ПО | 790413С09D058BD0A7E70DB8B8C65B73 | 23C6EA040929354V928D66FCF66D40D4 | 3a0442256a3abe0f 64a7c4e927160bd3 | 41С7972ВВ766FB745D36B393A88B5800 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | md5 | md5 | md5 | md5 |
Таблица 2 Продолжение - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | АРМ наладчика системы «Орбита» | АРМ опроса системы «Орбита» | B&R Automation Studio | МССхх_v7.bin | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.5.1.3.7 | 2.5.1.85 | Не ниже V 2.6 | 7/00 | | Цифровой идентификатор ПО | С6С0ИАСС65С911А44С8D94ECA91F0C61 | 5С9735EС77009F9828501862BB2F9A8D | Номер версии | - | | Другие идентификационные данные - алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | md5 | md5 | Не используется | Не используется |
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и 4.
Таблица 3 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений среднесуточного массового расхода сырой нефти, в зависимости от варианта исполнения установок, т/сут:
-для стационарных установок
- для мобильных установок | до 3000
до 1500 | | Диапазон измерений среднесуточного объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от варианта исполнения установок, м³/сут:
- для стационарных установок
- для мобильных установок | до 1000 000
до 500 000 | | Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ±2,5 | | Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
- от 0 до 70%
- от 70 до 95%
- свыше 95 % до 98 %
- свыше 98 % | ±6,0
±15,0
± 30,0
не нормируется | | Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры | | Рабочая среда | сырая нефть | | Температура рабочей среды, °С | от 5 до 60 | | Вязкость жидкости, мм²/с, не более | 150 | | Давление рабочей среды, МПа (кгс/см²), не более | 25 (250) | | Плотность обезвоженной нефти, кг/м³ | от 700 до 900 | | Плотность пластовой воды, кг/м³ | от 1000 до 1200 | | Диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости, % | от 0 до 99,9 | | Содержание парафина, объемная доля, %, не более: | 7 | | Содержание механических примесей, объемная доля, (массовая доля) , % , (мг/л), не более: | 0,05 (2500) | | Содержание сероводорода, объемные доли, %, (массовые доли), (мг/л), не более: | 18 (277,056) | | Содержание углекислого газа, массовые доли, мг/л, не более: | 1400 | | Минерализация жидкости, массовая доля, г/дм³, не более: | 50 | | Газовый фактор, нм³/т, в зависимости от пропускной способности установок | 150; 200; 300; 1500; 3000 | | Род тока | переменный | | Напряжение, В | 380/220 | | Отклонение напряжения питания сети, % | от - 15 до + 10 | | Частота переменного тока, Гц | 50±1 | | Потребляемая мощность, кВА, не более | 20 | | Коммуникационные каналы:
- RS485
- RS 232S/485 | протокол Modbus (мастер)
протокол Modbus (подчиненный) | | Количество подключаемых скважин
- для стационарных установок
- для мобильных установок | от 1 до 14
1 | | Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее | 50 | | Температура окружающего воздуха | от - 45ºС (У1) и -60ºС (УХЛ1) до +40 ºС | | Относительная влажность, %, не более | 80 | | Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее | 34500 | | Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования, ч, не более | 8 | | Срок службы, лет | 20 |
|
| Комплектность | Таблица 5 – Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество | | Установка измерительная «Спутник-Массомер НТ.1» в комплекте:
Блок технологический БТ
Блок контроля и управления БКУ | | 1 шт.
1 шт. | | Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Руководство по эксплуатации | НТ1.00.00.00.000.1 РЭ | 1 экз. | | Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Паспорт. | НТ1.00.00.00.000 ПС | 1 экз. | | «ГСИ. Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Методика поверки» | МП 1282-9-2021 | 1 экз. |
|
| Поверка | приведены в документах «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением установок измерительных «Спутник-Массомер НТ.1», утвержденном ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» от «26» 05 2021 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/8109-21)
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к установкам измерительным «Спутник-Массомер НТ.1»
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».
ТУ 3667-007-77852729-2016 Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Технические условия (с изменениями 2018 г.) |
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью Инженерно-производственное предприятие «Новые технологии» (ООО ИПП «Новые Технологии»)
ИНН 0274106520
Адрес: 450106, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 114
Телефон: 8 (347) 293-93-33
E-mail: nt@tech-new.ru |
| Испытательный центр | Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., 19
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон: +7(843) 272-70-62
Факс: +7(843)272-00-32
Е-mail: office@vniir.org
Регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа RA.RU 310592. |
|
