|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа |
| Обозначение типа | УИСН-П |
| Производитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва; ООО "Системы Нефть и Газ", г.Щелково, Московская обл.; ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод", г.Домодедово, Московская обл. |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 3 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 11.08.2021 |
| Назначение | Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П (далее – установки) предназначены для измерений количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа.
|
| Описание | Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью объемных расходомеров газа. Содержание объемной доли воды в сепарированной жидкости измеряется поточным преобразователем влагосодержания или вычисляется по результатам измерений плотностей сырой нефти, воды и обезвоженной нефти. Остаточное газосодержание нефти после сепарации оценивается по специальному алгоритму, приведенному в методике измерений и реализованному в программном обеспечении установки. После измерений сырая нефть и нефтяной газ попадают в смеситель и, далее, в нефтесборный коллектор.
Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин.
Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом (далее - ИВК), размещенных в едином блок-боксе. Установки устанавливаются на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобильного прицепа.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
сепарацию продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;
непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;
непрерывное автоматическое измерение плотности сырой нефти поточными преобразователями плотности или счетчиками-расходомерами массовыми;
непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным преобразователем влагосодержания или вычисление содержания объемной доли воды по результатам измерения плотностей сырой нефти, пластовой воды и нефти;
непрерывное автоматическое измерение объема сепарированного свободного нефтяного газа объемным расходомером свободного нефтяного газа;
непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа на входе и выходе установки датчиками давления и температуры;
визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и термометрами на входе и выходе установки и газовом сепараторе;
отбор в дискретно-непрерывном режиме жидкости автоматическим пробоотборником (дополнительная опция);
периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;
автоматическое измерение и регулирование уровня жидкости в сепараторе;
вычисление массы нефти без учета воды;
вычисление дебита нефтедобывающей скважины по жидкости, сырой нефти без учета воды, газу и воде;
отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;
регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного года;
создание и ведение электронного журнала событий;
защита программного обеспечения установки от несанкционированного доступа системой паролей.
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
| | | Рисунок 1 - Общий вид Установки |
Пломбирование и защита от несанкционированного доступа показано на рис. 2
Рисунок 2 - Пломбирование шкафа с измерительно-вычислительным комплексом
Установки выпускаются в различных модификациях, отличающихся диапазонами измерений расхода жидкости и газа, приведенного к стандартным условиям, но имеющие одинаковые метрологические характеристики. Сведения о модификациях установок представлены в таблице 1. Установки на предельное рабочее давление до 4,0 МПа обозначены как УИСН-П-Х. Установки на предельное рабочее давление до 6,3 МПа обозначены как УИСН-П-Х-6,3, где Х – суточный дебит жидкости, т/сут.
Таблица 1 – Модификации установок
| Модели установок | Диапазон расхода жидкости, т/ч (т/сут) | Диапазон расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | Средства измерения расхода среды | | УИСН-П-100 | от 0,008 до 4,17
(от 0,2 до 100) | от 1 до 50 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51, счётчик-расходомер массовый Элметро-Фломак | счетчик газа ультразвуковой СГУ (ДРУ); счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС; расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300; счетчик газа КТМ600 РУС | | УИСН-П-100-6,3 | от 0,008 до 4,17
(от 0,2 до 100) | от 1 до 50 | | УИСН-П-400 | от 0,075 до 16,67
(от 1,8 до 400)
от 0,075 до 20,833
(от 1,8 до 500) | от 1 до 200 | | УИСН-П-400-6,3 | от 0,075 до 16,67
(от 1,8 до 400) | от 1 до 200 | | УИСН-П-400-6,3 | от 0,075 до 16,67
(от 1,8 до 400) | от 40 до 1600 |
Окончание таблицы 1 – Модификации установок
| Модели установок | Диапазон расхода жидкости, т/ч (т/сут) | Диапазон расхода газа при рабочих условиях, м3/ч | Средства измерения расхода среды | | УИСН-П-1500 | от 4,17 до 62,5
(от 100 до 1500) | от 40 до 1600 | счетчик-расходомер массовый Micro Motion; расходомер массовый Promass; расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями СFT50, CFT51, счётчик-расходомер массовый Элметро-Фломак | счетчик газа ультразвуковой СГУ (ДРУ); счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011; расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG; расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС; расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300; счетчик газа КТМ600 РУС | | УИСН-П-1500-6,3 | от 4,17 до 62,5
(от 100 до 1500) | от 40 до 1600 |
Перечень всех средств измерений, которыми могут быть комплектованы установки, представлен в таблице 2.
Таблица 2 – Перечень СИ, используемых в установках
| п/п | Наименование СИ | | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF с измерительным преобразователем 2700 | | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F с измерительным преобразователем 2700 | | Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 83 | | Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E и электронным преобразователем 83 | | Расходомер массовый I/А Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51 | | Влагомер поточный модели ПВН-615.001 (модификации «С») | | 7 | Влагомер сырой нефти ВСН-2 | | Влагомер поточный модели F | | Влагомер сырой нефти ВОЕСН | | Влагомер поточный RED EYE модели RedEye 2G | | Влагомер поточный RED EYE модели Multiphase | | Датчик давления Метран-100 | | Датчик давления Метран-150 | | Датчики давления Метран-75 | | Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран 2700 | | Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200 | | Преобразователь измерительный 644 | | Преобразователи измерительные АТТ2100 | | Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410 | | Манометр для точных измерений МТИ | | Термометр стеклянный ртутный лабораторный ТЛ-4 № 1 | | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 | | Уровнемер OPTIFLEX 1300C | | Уровнемер контактный микроволновый VEGAFLEX 61 | | Счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011 | | Расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС | | Расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG | | Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7845 | | Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300 | | Счетчик газа КТМ600 РУС | | Дифманометр сильфонный показывающий ДСП-160 | | Счетчики газа ультразвуковые СГУ (ДРУ) | | Счетчик-расходомер массовый Элметро -Фломак | | Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 | | Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 |
|
| Программное обеспечение | Программное обеспечение (далее – ПО) установок выполняет следующие функции:
вычисление параметров массы, объема, расхода, температуры, давления, плотности, коэффициентов среды;
обмен данными с контроллером УСО;
преобразование параметров входных электрических сигналов в значения величин;
контроль значений величин;
представление учетной информации в виде отчетов (оперативный, сменный, суточный, на партию жидкости);
создание и ведение архивов учетной информации;
создание и ведение журналов событий;
определение контрольной суммы CRC32 исполняемого файла программы;
защита от несанкционированного доступа системой паролей;
управление автоматическим пробоотборником;
автоматическое и ручное дистанционное управление приводами регуляторов расхода.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | 0458.01.02 | УИСН-П | | Номер версии (идентификационный номер) | 0458.01.02 | 0795.01.02 | | Цифровой идентификатор ПО | 4A29C4AA | 106E2F03 |
Защита программного обеспечения установок от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 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 ПО и измеренных (вычисленных) данных. |
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические характеристики установок приведены в таблице 4.
Таблица 4 – Метрологические характеристики установок
| Наименование характеристики | Значение
характеристики | | Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении:
- массы сырой нефти, % | ±2,5 | | - массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти до 70 % в объемных долях, % | ±6,0 | | - массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти от 70 % до 95 % в объемных долях, % | ±15,0 | | - массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти свыше 95 % в объемных долях, % | не нормируется | | - объема свободного нефтяного газа, % | ±5,0 |
Технические характеристики установок приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Технические характеристики установок.
| Наименование характеристики | Значение
характеристики | | Измеряемая среда | сырая нефть и
свободный нефтяной газ | | Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) | от 0,008 до 62,5*
(от 0,2 до 1500)* | | Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч (м3/сут) | от 1 до 9500*
(от 24 до 228000)* | | Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть):
диапазон рабочей температуры, оС
давление рабочей среды, МПа, не более
диапазон объемной доли воды в сырой нефти, %
диапазон плотности сырой нефти, кг/м3
содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более
кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт, не более
массовая доля сероводорода, % объемные доли, не более
содержание парафинов, %, не более
массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | от -10 до +85*
10*
от 0 до 100*
от 785,0 до 1200*
0,5*
150(800)*
2 (6)*
6,0*
310000 | | Параметры электрического питания:
- род тока
- напряжение, В
- частота, Гц
- потребляемая мощность, кВт, не более | переменный
50,0 ± 1,0
20 | | Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды в аппаратном и технологическом отсеках, оС
- относительная влажность окружающего воздуха при температуре 15 °С, %, не более
- рабочий диапазон атмосферного давления, кПа | от 15 до 25
96
от 84 до 106,7 | | Наименование характеристики | Значение
характеристики | | Габаритные размеры, мм, не более:
- длина
- ширина
- высота | 8500
2600
3990 | | Масса, кг, не более | 12 000 | | Срок службы, лет | 10 | | Средняя наработка на отказ по функции измерения количества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее | 12000 | | * Определяется комплектацией УИСН-П |
|
| Комплектность | Таблица 6 - Комплектность средства измерений.
| Наименование | Обозначение | Количество | | Установка для измерений количества сырой нефти и свободного нефтяного газа УИСН-П | | 1 шт. | | Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | | 1 шт. | | Руководство по эксплуатации | | 1 экз. | | Руководство оператора | | | | Паспорт | | | | Методика поверки | МП 0221-9-2015 | 1 экз. | | *Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МП 0221-9-2015 «ГСИ. Инструкция. Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 марта 2015 г.
Основные средства поверки:
Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ-195-2011 (далее ГЭТ - 195), диапазон воспроизведения:
| массового расхода газожидкостной смеси (далее - ГЖС) | от 2 до 110 т/ч; | | объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям | от 0,1 до 250,0 м3/ч; |
расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения:
| массового расхода ГЖС | 0,46 %; | | объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям | 0,38 %. |
Рабочий эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 в диапазоне массового расхода жидкости от 0,02 т/ч до 27,00 т/ч и объемного расхода газа от 0,4 м3/ч до 700 м3/ч.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к установке передвижной для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-0458-97243614-2010 Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П
|
| Заявитель |
ООО «ИМС Индастриз»
ИНН 7736545870
Адрес: 142703, Московская обл., Ленинский район, г. Видное, ул. Донбасская, д.2, стр.10, ком.611
Тел.: +7 (495) 775-77-25, 221-10-50
E-mail: ims@imsholding.ru
ООО «Системы Нефть и Газ»
ИНН 5050024775
Адрес: 141100, Московская область, г. Щелково, ул. Заводская, д.1, корп.1
Тел.: +7 (495) 995-01-53, 995-52-50; тел./факс: +7 (495) 741-21-18
E-mail: office@ooosng.ru
ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод»
ИНН 7710535349
Адрес: 142005, Московская область, г. Домодедово, ул. Кирова, 27
Тел./факс: +7 (495) 788-57-81
E-mail: domz@domz.ru
ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»
ИНН 3908036487
Адрес: 236039 г. Калининград, ул. Портовая 41
Тел.: +7 (4012) 63-12-47, факс: +7 (4012) 47-41-84
E-mail: info@ogsb.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Тел.: +7 (843) 272-70-62
Факс: +7 (843) 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
|
