Установка замерная трехфазная УЗТ

Описание

Установка замерная трехфазная УЗТ — техническое средство с номером в госреестре 66854-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 8014/2015. Имеет обозначение типа СИ: УЗТ.
Произведен предприятием: ООО НПО "Уфанефтегазмаш", г.Уфа.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Установка замерная трехфазная УЗТ.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Установка замерная трехфазная УЗТ.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
66854-17
НаименованиеУстановка замерная трехфазная
Обозначение типаУЗТ
ПроизводительООО НПО "Уфанефтегазмаш", г.Уфа
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 8014/2015
НазначениеУстановка замерная трехфазная УЗТ (далее - установка) предназначена для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе нетто сырой нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством трехфазной сепарации нефтегазоводяной смеси на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и отделенную пластовую воду.
ОписаниеПринцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси в трехфазном сепараторе на попутный нефтяной газ, отстоянную нефть и пластовую воду. Расход и параметры продуктов сепарации затем измеряются с применением средств измерений (СИ), установленных в измерительных линиях установки. Массовый расход, масса и плотность отстоянной нефти и отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых Mico Motion (далее - РМ). Массовый расход и масса сырой нефти определяется как сумма расходов отстоянной нефти и отделенной пластовой воды. Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением вихревых расходомеров Rosemount. Приведение измеренного объема и плотности сепарированного попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки или с помощью вычислителя УВП-280. Общий объем попутного нефтяного газа определяется как сумма результатов измерений сепарированного попутного нефтяного газа и результатов измерений содержания растворенного в нефти газа. Количество растворенного газа определяется на основе анализа отобранной под давлением пробы нефти по аттестованной методике измерений. Содержание объемной доли воды в отстоянной нефти и содержание нефти в отделенной пластовой воде измеряется одним из трех способов: - прямым методом динамических измерений с применением поточных преобразователей содержания объемной доли воды; - косвенным методом динамических измерений по результатам измерений плотности жидкости, измеренной РМ, плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, вводимых в СОИ в качестве условно-постоянных величин; - содержание объемной доли воды измеряется в химико-аналитической лаборатории по отобранной пробе и соответствующее значение вводится в СОИ установки в качестве условно-постоянной величины. Массовый расход и масса нетто сырой нефти измеряются косвенным методом динамических измерений как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта определяется на основе измеренных значений содержания объемной доли воды в нефти и содержания нефти в отделенной пластовой воде, а так же измерений содержания растворенного в нефти газа, содержания механических примесей и хлористых солей. Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления в сепараторе используются показывающие средства измерений давления. Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды в сепараторе используются показывающие средства измерений температуры. СОИ установки реализована на основе контроллера Siemens Simatic S7-300 / S7-400. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов. Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений приведен в таблице 1 Таблица 1 - Перечень применяемых в установке средств измерений
Наименование средства измеренийРегистрационный номер
Средства измерений массы и массового расхода отстоянной нефти:
1 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion F200S (рабочие и контрольно-резервный)45115-16
Средства измерений массы и массового расхода отделенной пластовой воды:
2 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion F100S (рабочие и контрольно-резервный)45115-16
Средства измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях:
3 Вихревой расходомер Rosemount 880064613-16
Средства преобразования объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях к стандартным условиям
4 Вычислитель УВП-28062187-15
Средства измерений содержания объемной доли воды
5 Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК (рабочий и резервный)51343-12
Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления
6 Датчики избыточного давления Метран-7548186-11
7 Манометры ТМ25913-08
Средства измерений и показывающие средства измерений температуры
8 Датчики температуры 006553211-13
9 Термометры БТ26221-08
Система сбора и обработки информации
10 Siemens Simatic S7-30015772-11
11 Siemens Simatic S7-40015773-11
Общий вид установки представлен на рисунке 1, схема пломбировки установки от несанкционированного доступа представлена на рисунке 2. Рисунок 1 - Общий вид Рисунок 2 - Пломбировка шкафа СОИ
Программное обеспечениеКомплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти. Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОUZT
Номер версии (идентификационный номер) ПОv1.0
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Не применяется
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО-
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 3 - Метрологические характеристики установок.
Наименование показателя/параметраЗначение.
Расход жидкости (пропускная способность), т/сут. (м3/сут.), не более787,8 (1010)
Расход отстоянной нефти, т/сут. (м3/сут.), не более787,8 (1010)
Расход газа в стандартных условиях, м3/сут., не более1 212 000
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении*:
Массы сырой нефти±2,5
Массы нетто сырой нефтине нормируется
Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям±5,0
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке
Таблица 4 - Основные технические характеристики установки
Наименование параметраЗначение
Режим работы УЗТНепрерывный, в течение времени измерений
Рабочая средагазожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, нефтяной газ)
Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более7,2 (73)
Температура рабочей среды, °С - максимальная - минимальная60 5
Плотность жидкости, кг/м3 - максимальная - минимальная1190 750
Содержание воды в сырой нефти, %от 0 до 100
Газовый фактор по нефти, м3/м3, не более1 200
Объемное содержание свободного нефтяного газа после сепарации, %, не более,0,1
Остаточное содержание растворенного нефтяного газа после сепарации, м3/м3, не более150
Параметры электропитания
- частота переменного тока, Гц50±0,4
- напряжение переменного тока, В
- потребляемая мощность, кВ∙А, не более 50
КомплектностьТаблица 5 - Комплектность поставки*
НаименованиеОбозначениеКоличество
Установка замерная трехфазнаяУЗТ зав. № 8014/20151 шт.
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей1 шт.
Руководство по эксплуатацииУНГМ-№10/07/15-02-00.00.000 РЭ1 экз.
Методика поверкиМП 0425-9-20161 экз.
ПаспортУНГМ-№10/07/15-01-00.00.000 ПС1 экз.
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Поверкаосуществляется по документу МП 0425-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установка замерная трехфазная (УЗТ)». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 октября 2016 г. Основные средства поверки: - рабочие эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ 8.142-2013; - рабочие эталоны 1-го и 2-го разрядов по ГОСТ Р 8.618-2014. - 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установке замерной трехфазной УЗТ 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 ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости ТУ 3667-033-96229434-2015 Установка замерная трехфазная (УЗТ) для измерения параметров продукции добывающих нефтегазовых скважин. Технические условия
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «УФАНЕФТЕГАЗМАШ» (ООО «НПО «УФАНЕФТЕГАЗМАШ») ИНН 0273059966 Адрес: 450027, Республика Башкортостан, г. Уфа, Уфимское шоссе, 3/1 Тел./факс: (347) 241-56-10, 241-56-87 E-mail: office@ungm.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32 Е-mail: vniirpr@bk.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.