МИНИСПСРСГОО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ

РОССИЙСКОЙ ФСДКРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

6 Июня 2016 г.                                                            727

-—_____ №_____

Москве

О внесении изменений в описание типа на установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П

Во исполнение приказа Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 «Об утверждении Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений», зарегистрированного в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940, в связи с обращением ООО «Корпорация ИМС» от 28 марта 2016 г. № 399 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П, зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 61294-15, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание типа средства измерений.

• 3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

Федерального агентства

С.Голубев

Приложение

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «6» июня 2016 г. № 727

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П

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.

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 массовых или 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. 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 массы сепарированного свободного нефтяного газа массовым расходомером и вычисление объема сепарированного свободного нефтяного газа по результатам измерений его плотности;

• - 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.

Пломбирование и защита от несанкционированного доступа показано на рисунке 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 X - суточный дебит жидкости, т/сут.

Таблица 1 - Модификации установок

Перечень всех средств измерений, которыми могут быть комплектованы установки, представлен в таблице 2

Таблица 2- Перечень СИ, используемых в установках

Наименование СИ

• 1 Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF с измерительным преобразователем 2700

• 2 Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F с измерительным преобразователем 2700

• 3 Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass I и электронным преобразователем 83

• 4 Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass Е и электронным преобразователем 83

• 5 Расходомер массовый I/A Series с преобразователями расхода CFS10, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51

• 6 Влагомер поточный модели ПВН-615.001 (модификации «С»)

• 7 Влагомер сырой нефти ВСН-2 (используется при содержании объемной доли воды в измеряемой среде не более 84 %)

• 8 Влагомер поточный модели F (используется при содержании объемной доли воды в измеряемой среде не более 84 %)

• 9 Влагомер сырой нефти ВОЕСН (используется при содержании объемной доли воды в измеряемой среде не более 84 %)

  10 Влагомер поточный RED EYE модели RedEye 2G

  11 Влагомер поточный RED EYE модели Multiphase

  12 Датчик давления Метран-100

  13 Датчик давления Метран-150

  14 Преобразователи давления AUTROL мод. АРТ3100, АРТ3200

  15 Преобразователь измерительный 644

  16 Преобразователи измерительные АТТ2100

  17 Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410

  18 Манометр для точных измерений МТИ

  19 Термометр стеклянный ртутный лабораторный ТЛ-4 № 1

  20 Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2

  21 Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3

  22 Уровнемер OPTIFLEX 1300С

  23 Уровнемер контактный микроволновый VEGAFLEX 61

  24 Счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011

  25 Расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС

  26 Расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG

  27 Расходомер термоанемометрический Turbo Flow TFG

  28 Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7845

  29 Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300

  30 Счетчик газа КТМ600 РУС

  31 Дифманометр сильфонный показывающий ДСП-160

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.

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.

Технические характеристики установок приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Технические характеристики установок.

наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной графики и на паспортную табличку методом офсетной печати.

Установка для измерений количества

сырой нефти и свободного нефтяного газа УИСН         1 шт.

Комплект ЗИП                                     1 шт.

Руководство по эксплуатации                            1 экз.

Руководство оператора                                  1 экз.

Паспорт                                                  1 экз.

Методика поверки                                     1 экз.

осуществляется по документу МП 0221-9-2015 «ГСИ. 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          от 0,1 до 250,0 м³/ч;

условиям

расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата к = 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 в диапазоне массового расхода жидкости от 0,02 до 27,00 т/ч и объемного расхода газа от 4 до 400 м³/ч (регистрационный № эталона 3.6.АВН.0001.2014).

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений установками передвижными для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/2009-15 от 9 февраля 2015 г., зарегистрирована в ФР под № ФР. 1.29.2015.21153).

• 1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

• 2 ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

• 3 ТУ 3667-0458-97243614-2010 «Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П».

ООО «ИМС Индастриз»

Юридический адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47а

Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47а

Тел +7 (495) 775-77-25, 221-10-50

e-mail: domz@domz.ru

ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод»

Адрес: 142005, Московская область,

г. Домодедово, ул. Кирова, 27

телефакс: (495)788-57-81

e-mail: st3alth@imsholding.ru

ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»

Адрес:РФ, 236039 Калининград, ул. Портовая 41

тел. (4012) 63-12-47, факс (4012) 47-41-84

e-mail: info@ogsb.ru

ООО «СНГ»

Адрес: Московская область, г. Щелково, ул. Заводская, д.1, корп.1

Тел.: (495) 995-01-53, 995-52-50; тел/факс: (495) 741-21-18

e-mail: office@ooosng.ru

Общество с ограниченной ответственностью «Корпорация ИМС»

Юридический адрес: 142700, Московская область, Ленинский район, г. Видное, ул.

Ольховая, д.9

Почтовый адрес: 117312, г. Москва, а/я 81

Тел (495) 221-10-50/ (495) 221-10-51

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»).

Регистрационный номер 30006-09.

Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7а.

Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail: office@vniir.org.