Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «30» марта 2018 г. №593

Установки измерительные типа «Т»-ГЗУ-М

Установки измерительные типа «Т»-ГЗУ-М (далее - установки) предназначены для измерений массового расхода и массы скважинной жидкости, массового расхода и массы сепарированной нефти без учета воды, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, а также отображения, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Принцип действия установок основан на измерениях счетчиками-расходомерами параметров потока продукции нефтяной скважины. При подаче на вход установок продукции нефтяной скважины (нефтегазоводяной смеси) обеспечивается либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в сепараторе постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения измеряемых параметров расхода, массы и объема. Влагомер регистрирует текущее содержание воды в жидкости (содержание воды в скважинной жидкости может также определяться лабораторным или расчетным методом). Контроллер обрабатывает информацию от средств измерений, отображает ее на дисплее и выдает информацию на интерфейсный выход согласно протоколу обмена.

В состав установок входят:

• - блок технологический (далее - БТ);

• - блок аппаратурный (далее - БА).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий для нормальной работы средств измерений и установленного в нем, технологического оборудования:

• - счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модификаций F, CMF (тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № (далее -Регистрационный №) 45155-10, далее - Micro Motion), или счетчиков-расходомеров массовых кориолисовых «ROTAMASS», модификаций RCCS, RCCT, RCCF, модели 30-39 (Регистрационный № 27054-09, далее - «ROTAMASS»), или расходомеров массовых «Promass» (Регистрационный № 57484-14, далее - «Promass»), или счетчиков-расходомеров массовых СКАТ (Регистрационный № 60937-15, далее - СКАТ), или счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (Регистрационный № 42953-15, далее - ЭМИС-МАСС), или счетчиков-расходомеров массовых ЭЛМЕТРО-Фломак (Регистрационный № 47266-16, далее - ЭЛМЕТРО-Фломак), или счетчиков-расходомеров массовых МИР (Регистрационный № 48964-12, далее - МИР), или счетчиков-расходомеров массовых OPTIMASS х400 (Регистрационный № 53804-13, далее - OPTIMASS) или расходомеров многофазных РМФ (Регистрационный № 67947-17, далее - РМФ), или счетчиков жидкости ДЕБИТ (Регистрационный № 60437-15, далее - ДЕБИТ), или счетчиков турбинных ТОР (Регистрационный № 64594-16, далее - ТОР), или счетчиков турбинных ТОР-Т (Регистрационный № 34071-07, далее - ТОР-Т);

• - счетчиков газа вихревых СВГ (Регистрационный № 13489-13, далее - СВГ), или счетчиков газа ультразвуковых СГУ (Регистрационный №57287-14, далее - СГУ), или преобразователей расхода вихревых ЭМИС-ВИХРЬ 200 (Регистрационный № 42775-14, далее -ЭМИС-ВИХРЬ), или расходомеров-счетчиков вихревых ЭРВИП.НТ (Регистрационный № 60269-15, далее - ЭРВИП.НТ);

• - измерителя обводненности Red Eye® моделей Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase (Регистрационный №47355-11, далее - Red Eye), или влагомера сырой нефти ВСН-2 (Регистрационный № 48716-12, далее - ВСН-2), или влагомера поточного ВСН-АТ (Регистрационный № 62863-15, далее - ВСН-АТ);

• - датчиков давления;

• - датчиков температуры;

• - сепаратора, служащего для сепарации газа от жидкости (скважинной жидкости), оснащенного системой регулирования уровня жидкости (датчика гидростатического давления, поплавка и др.);

• - переключателя скважин многоходового (далее - ПСМ);

• - трубопроводной обвязки, служащей для соединения входов установки с входом сепаратора через ПСМ, и выходов сепаратора (жидкостной и газовой линии) - с выходным коллектором;

• - системы отопления и вентиляции.

БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий для нормальной работы устанавливаемого в нем оборудования:

• - контроллера SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 (Регистрационный № 50107-12, далее - SCADAPack), или контроллера программируемого DirectLOGIC (Регистрационный № 17444-11, далее - DirectLOGIC), или контроллера измерительного R-AT-MM (Регистрационный № 61017-15, далее - R-AT-MM), или контроллера измерительного АТ-8000 (Регистрационный № 61018-15, далее - АТ-8000), или систем управления модульных B&R Х20 (Регистрационный № 57232-14, далее - B&R), или контроллеров механизированного куста скважин КМКС (Регистрационный № 57232-14, далее - КМКС);

• - шкафа силового для питания установки, систем отопления, освещения и вентиляции;

• - шкафа вторичного оборудования (с газоанализатором и пожаро - охранной сигнализацией). Установки имеют модификации, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Модификации установок

Окончание таблицы 1

В зависимости от модификации, установки обеспечивают:

прямые измерения массового расхода и массы скважинной жидкости;

прямые и косвенные измерения объемного расхода и объема газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;

прямые и косвенные измерения объемной доли воды в скважинной жидкости; косвенные измерения массового расхода и массы сепарированной нефти без учета воды. Общий вид установок представлен на рисунке 1.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение нанесения пломб или наклеек в места, указанные стрелками на рисунке 2

Блок технологический                      Блок аппаратурный

Рисунок 1 - Общий вид установок

Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение нанесения пломб или наклеек

Программное обеспечение установок обеспечивает сбор, учет, хранение и передачу информации о количестве извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа и их параметров. Система контроля и управления состоит из контроллера и сенсорной ЖК панели установленных в шкафу управления.

Уровень защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСП. 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.

Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) установок приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и За

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица За - Основные технические характеристики

Окончание таблицы За

наносится в центр титульных листов паспорта и руководства по эксплуатации установок типографическим способом, на табличках БТ и БА - методом гравировки.

Комплект поставки установок измерительных типа «Т»-ГЗУ-М приведен в таблице 4.

Таблица 4 - Комплект поставки установок измерительных типа «Т»-ГЗУ-М

осуществляется по документу МП 0621-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные типа «Т»-ГЗУ-М. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24 июля 2017 г.

Основные средства поверки:

• - эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %.

• - эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных типа «Т»-ГЗУ-М», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «21» июля 2017 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/10709-17 от «21» июля 2017 г.)

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

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ТУ 3667-014-49652808-2009 Установки измерительные типа «Т»-ГЗУ-М. Технические условия

Общество с ограниченной ответственностью «Завод нефтегазового оборудования «ТЕХНОВЕК» (ООО «Завод нефтегазового оборудования «ТЕХНОВЕК»)

ИНН 1828009678

Адрес: 427430, Удмуртская республика, г. Воткинск, 6 км Камской железной дороги, площадка «Сива»

Телефон(факс): (34145) 6-03-00, 6-03-01, 6-03-02

E-mail: info@technovek.ru

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А

Телефон: (843)272-70-62

Факс: (843)272-00-32

E-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.