Номер по Госреестру СИ: 39734-13
39734-13 Установки измерительные
(ЦИКЛОН)
Назначение средства измерений:
У становки измерительные ЦИКЛОН (далее по тексту - установки) предназначены для измерения массы и объёма жидкости в составе нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - жидкости), объёма попутного нефтяного газа, массы жидкости без учета воды.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 2
Программное обеспечение
Программное обеспечение установок измерительных ЦИКЛОН состоит из 2 частей: Встроенное программное обеспечение выполняет следующие функции:
-
- измерение мгновенных значений с первичных преобразователей;
-
- вычисление:
массы и объёма нефти; объёма свободного нефтяного газа;
-
- ввод и редактирование значений параметров конфигурации;
-
- вывод на дисплей значений конструктивных коэффициентов, измеряемых и вычисляемых параметров;
-
- ведение архива работы и измеренных параметров с сохранением в энергонезависимой памяти:
часового; суточного;
-
- ведение календаря;
-
- поддержку протокола «MODBUS RTU» и связь с персональным компьютером через интерфейсы:
EIA RS - 485, USB, Ethernet.
Программное обеспечение «Монитор» работает под управлением операционной системы «Windows» на базе персонального компьютера. Выполняет функции:
-
- просмотр измеряемых и вычисляемых параметров программным обеспечением блока «БИОИ-2»;
-
- ввод пользовательских констант в программное обеспечение блока «БИОИ-2»;
-
- запуск измерений;
-
- диагностика состояния установки;
-
- считывание архивов.
Идентификационные данные ПО установок измерительных ЦИКЛОН (блоков БИОИ-2 и ПО верхнего уровня Монитор) приведены в таблице 2. Метрологические характеристики установок установлены с учетом влияния ПО.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||
Идентификационное наименование ПО |
БИОИ-2- 07РС |
БИОИ-2- 05 |
БИОИ-2- 06 |
БИОИ- 2-07 |
БИОИ-2-10 |
Монитор |
Номер версии ПО |
не ниже 2.07 |
не ниже 1.05 |
не ниже 3.01 |
не ниже 3.02 |
не ниже 2.11 |
не ниже 7.73 |
Цифровой идентификатор ПО |
374F44A0 |
6BC12AB0 |
473E |
A8F0 |
B227AF11 |
2FD8DB01 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
CRC16 |
CRC16 |
CRC32 |
CRC32 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на табличку, закрепленную на лицевой стороне технологического блока установки и на наружной стороне блока измерений и обработки информации методом лазерной гравировки. На титульном листе паспорта знак наносится типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийРисунок 2 - Фотографии блоков измерений и обработки информации БИОИ-2
Лист № 11 Всего листов 11 приведены в документе «ГСИ. Количество сырой нефти. Методика измерений с применением установок измерительных ЦИКЛОН производства ООО НПО «НТЭС» (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013 /14409 - 14 от 01.07.2014 г., ФР.1.29.2015.21702, выдано ФГУП «ВНИИР»).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
ТУ 4318-002-12978946-06 Установки измерительные ЦИКЛОН. Технические условия.
Изготовитель
Научно-производственное общество с ограниченной ответственностью «Новые технологии эксплуатации скважин»(ООО НПО «НТЭС»)
ИНН 1645001671
Юридический адрес: 423231, Россия, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. Магистральная, д. 11/1, каб. 2
Адрес места осуществления деятельности: 423231, Россия, Республика Татарстан, Бугульминский р-н, г. Бугульма, ул. Строительная, д. 18
Телефон: (85594) 6 37 27 (приемная) Факс: (85594) 6 37 01, 6 37 11
Web-сайт: www.nponts.ru
E-mail: nponts@nponts.ru
Испытательный центр
Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Республике Татарстан (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)Адрес: 420029, г. Казань, ул. Журналистов, д. 24
Телефон/факс: (843) 279-59-64, 295-28-30
E-mail: tatcsm@tatcsm.ru
В основу принципа работы установки заложен прямой метод измерений жидкости и свободного нефтяного газа после разделения нефтегазоводяной смеси в сепараторе.
Установки конструктивно включают в себя блок технологический (БТ), блок аппаратурный (БА) и другие дополнительные функциональные блоки, оснащенные системами жизнеобеспечения (обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация). Количество и исполнение блоков установки определяется условиями измерения, техническими требованиями и необходимостью реализации дополнительных функций кроме измерительных.
БТ может состоять из измерительного и коллекторного модуля или только из измерительного модуля.
Основным элементом измерительного модуля является сепаратор горизонтального или вертикального типа. Сепаратор состоит из трех основных частей: гидроциклонной, гравитационной и каплеотбойной.
Гидроциклонная часть является первой ступенью сепарации. Она предназначена для сепарации основной части нефтяного газа. Гравитационная камера выполняет функцию повторной сепарации нефтегазоводяной смеси, а также в ней происходит регулирование уровня жидкости относительно свободного нефтяного газа. Регулировка уровня предназначена для предотвращения прорыва нефтяного газа в жидкостной трубопровод и прорыва жидкости в газовый трубопровод.
Регулировка уровня осуществляется двумя способами: механическим - с помощью поплавка и газовой заслонки и автоматическим - с помощью электроуправляемых устройств. Автоматическая регулировка уровня позволяет накапливать нефтяной газ и сырую нефть в сепараторе для обеспечения расхода, соответствующего диапазону измерений счетчиков (расходомеров) в случаях, если дебиты жидкости и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений этих счетчиков (расходомеров).
В каплеотбойнике происходит сепарация нефтяного газа (осушка).
Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами измерений. Применяемые основные средства измерения приведены в таблице 1. Совокупность основных и вспомогательных средств измерений согласуется с заказчиком на стадии оформления заказа.
Таблица 1 - Основные средства измерений, применяемые в установках измерительных ЦИКЛОН
Наименование, тип |
Регистрационный номер* |
Счетчики жидкости СКЖ |
14189-13 |
Счетчики кольцевые РИНГ |
27699-14 |
Расходомеры массовые Promass, модификации Promass 300, Promass 500 |
68358-17 |
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
45115-16 |
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
71393-18 |
Расходомеры массовые КРОМАСС-V |
80336-20 |
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 1400, OPTIMASS 2400, OPTIMASS 6400 |
77658-20 |
Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4200 |
74011-19 |
Счетчики газа вихревые СВГ |
13489-13 |
Расходомеры вихревые Prowirl 200 |
58533-14 |
Датчики расхода газа DYMETIC-1223M |
59797-14 |
Датчики расхода газа DYMETIC-1223M |
77155-19 |
Датчики расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
Расходомеры-счетчики вихревые ЭЛЕМЕР-РВ |
79250-20 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase |
47355-11 |
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
70629-18 |
Счётчики-расходомеры кориолисовые КТМ РуМАСС |
83825-21 |
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ЭМИС-МАСС 260 |
77657-20 |
Преобразователи расхода вихревые ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200) |
42775-14 |
Расходомеры-счетчики вихревые ИРВИС-РС4М |
55172-13 |
* регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Для приведения объемов нефти и свободного нефтяного газа к стандартным условиям на трубопроводах устанавливаются датчики давления и температуры, относящиеся к вспомогательным средствам измерения.
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
-
- измерительные преобразователи (датчики) давления с диапазоном измерений от 0 до 16 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;
-
- измерительные преобразователи температуры (термопреобразователи) с диапазоном измерений от минус 50 до плюс 150 °С и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,25 %;
-
- измерительные преобразователи разности давлений с верхним пределом измерений не более 500 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;
- микроволновые уровнемеры с диапазоном измерения уровня до 1500 мм и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 2 мм;
- сигнализаторы уровня с гистерезисом не более ±1 мм;
- манометры показывающие с пределами измерений от 0 до 16 МПа и классом точности не ниже 1,5.
Для оценки качества сепарации нефтегазоводяной смеси применяются устройства:
- для определения остаточной доли содержания свободного нефтяного газа в нефти -УОСГ-100 СКП;
- для определения доли растворённого нефтяного газа в нефти - УОСГ-1РГ.
Алгоритм работы измерительного модуля (в блоке БИОИ-2) при помощи настроек позволяет включать или выключать измерение растворенного попутного нефтяного газа.
Вариант исполнения конкретного образца установки выбирается на этапе изучения условий измерения в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси. Каждому варианту исполнения установки присваивается определённый код измеряемых параметров в зависимости от набора средств измерения и необходимых измеряемых величин.
Коллекторный модуль предназначен для подключения скважин к измерительному модулю.
В зависимости от варианта исполнения он может включать в себя:
- входные трубопроводы с отводом на трубопровод измерительного модуля и выходной коллектор;
- переключатель скважин многоходовой (ПСМ) или блок трехходовых кранов;
- выходной коллектор;
- дренажные линии;
- байпасный трубопровод для подключения передвижной измерительной установки.
БА может состоять из блока измерений и обработки информации (далее по тексту -БИОИ) и блока силового (далее по тексту - БС) или только из БИОИ.
БИОИ индицирует, управляет, обрабатывает, регистрирует и хранит полученные результаты измерений в архиве. Конструктивно БИОИ и БС могут быть размещены в БА, а также устанавливаться удаленно в помещениях, или на специально отведенных площадках вне взрывоопасной зоны. Возможен вариант применения БИОИ взрывозащищенного исполнения, который устанавливается непосредственно в БТ.
Условное обозначение установки измерительной ЦИКЛОН:
ЦИКЛОН - ХХХ - Х,Х - Х - ХХ / ХХ - Х/Х - ДХ--Х - ХХ - Х - Х - Х
Условное
наименование
Верхний предел измерения
расхода жидкости:
120, 210, 420, 1440, 1500,
2500, 4000, 6000, 10 000 -
т/сут (м3/сут)_________________
Номинальное (рабочее) давление,
МПа
4,0; 6,3___________________________________
Способ регулировки уровня жидкости в
сепараторе:
А - автоматическая;
Е - естественная;
без индекса - механическая_____________
Код измеряемых параметров__________________
Код комплектации аппаратурного блока________________
Индекс и код комплектации устройством электрообогрева КТО-2
или укрытием___________________________________________
Индекс комплектации дополнительным оборудованием:
Д - дополнительное оборудование
без индекса - без дополнительного оборудования
Индекс комплектации монтажными частями______________________________________
Индекс исполнения (только Для коДов измеряемых параметров — 4, 5, 8, 10, 14):
Ф - стационарное с фланцевым соединением
Ш - мобильное на шасси
без индекса - мобильное без шасси________________________________________________________
Индекс климатического исполнения:
С - от минус 60 до плюс 50 °С (для кодов измеряемых параметров 9-11 - до плюс 40 °С) без индекса - от минус 40 до плюс 50 °С (для кодов измеряемых параметров 9-11 - до плюс 40 °С)_______
Индекс: К - коррозионностойкое исполнение (защита от коррозии внутренних поверхностей установки измерительной, температура измеряемой среды от 0 до плюс 70 °С);
без индекса - обычное исполнение
Схема условного обозначения блоков измерений и обработки информации БИОИ-2:
БИОИ-2 - ХХ - Х
Сокращенное наименование блоков измерений и обработки информации для измерительных установок | |||
Код исполнения: 06, 07, 07РС, 11 - взрывозащищённое 04, 04РС, 05, 10 - общепромышленное | |||
Индекс климатического исполнения: С - от минус 60 до плюс 50 °С (северное исполнение) без индекса - от минус 40 до плюс 50 °С |
Общий вид установки и блока измерений и обработки информации, схема нанесения заводских (серийных) номеров, схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение нанесения пломб или наклеек представлены на рисунках 1 - 3.
Рисунок 1 - Фотография установки измерительной ЦИКЛОН и схема нанесения заводских (серийных) номеров
Рисунок 3 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение нанесения пломб или наклеек
Заводской (серийный) номер установок наносится на таблички методом лазерной гравировки, которые крепятся на элементах конструкции установки (трубопроводе, сепараторе, раме и др.) и также приводится в эксплуатационной документации. Формат нанесения заводского номера - числовой.
Комплектность поставки соответствует таблице 7.
Таблица 7 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Блок технологический 1) |
- | |
БИОИ-2 (аппаратурный блок)1) |
- | |
Комплект монтажных частей 1) |
- | |
Комплект ЗИП 1) |
- | |
Руководство по эксплуатации2) |
1 экз. | |
Паспорт2) |
1 экз. | |
Методика поверки |
1 экз. на партию | |
|
Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта на поставку.
Основные технические характеристики установок и допустимые параметры измеряемой и окружающей среды приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики установок и допустимые параметры изме-
ряемой и окружающей среды
Параметр |
Значение |
Номинальное (рабочее давление), МПа, не более |
4,0; 6,3 |
Минимальное рабочее давление, МПа, |
0,3 |
Потеря давления в диапазоне расхода, МПа, не более |
0,2 |
Характеристики рабочей среды: | |
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь или скважинная жидкость, нефть, попутный нефтяной газ |
Содержание (объемная доля) свободного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси в условиях измерения (в рабочих условиях), % |
от 0 до 98 |
Объёмное содержание (доля) воды в жидкости, % |
от 0 до 100 |
Диапазон кинематической вязкости, м2/с |
от 140'6 до Т10'3 |
Температура измеряемой среды, °С
|
от 0 до +110 от 0 до +70 |
Плотность жидкости, кг/м3 |
от 700 до 1360 |
Габаритные размеры и масса БТ и БА |
в зависимости от типоразмера и варианта исполнения установки |
Продолжение таблицы 3
Параметр |
Значение |
Параметры питания электрических цепей: | |
Род тока |
переменный |
Напряжение, В |
220±22; 380±38 |
Частота, Г ц |
50 ± 1 |
Вид входных/выходных сигналов БИОИ |
Унифицированные токовые сигналы 4-20 мА; дискретные; числоимпульсные |
Количество подключаемых скважин, шт. |
от 1 до 30 |
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |
Коммуникационные каналы |
RS485, Ethernet, USB |
Климатическое исполнение установок |
УХЛ1 |
Условия эксплуатации: температура окружающей среды, °С
|
от -40 до +50* от -60 до +50* |
Показатели надежности: Средняя наработка до отказа, ч Средний срок службы, лет |
40000 20 |
* - при комплектации влагомером ВСН-2 - до плюс 40 °С |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения установки приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Погрешности измерений установки
Код измеряемых параметров |
Условное обозначение УИ (состав основных СИ) |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |||
массы жидкости, % |
массы жидкости без учета воды, % |
объема жидкости, приведенного к стандартным условиям, % |
объема свободного попутного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям, % | ||
1 |
ЦИКЛОН-ХХХ-Х,Х-1 (счетчик СКЖ) |
±2,5 |
- |
- |
- |
3 |
ЦИКЛОН-ХХХХ- Х,Х -3 (кориолисовый расходомер) |
±1,0; ±2,0 |
- |
±1,0; ±2,0* |
- |
4,8,10 |
ЦИКЛОН-ХХХ- Х,Х -4/-8/-10 (счетчики РИНГ + влагомер) |
- |
- |
±1,0; ±2,0* |
±5,0 |
5,14 |
ЦИКЛОН-ХХХ- Х,Х -5/-14 (счетчик РИНГ + счетчик газа) |
- |
- |
±1,0; ±2,0* | |
6,12 |
ЦИКЛОН-ХХХ- Х,Х -6/-12 (счетчик СКЖ + счетчик газа) |
±2,5 |
- |
- | |
7,13 |
ЦИКЛОН-ХХХХ- Х,Х -7/-13 (кориолисовый расходомер + счетчик газа) |
±1,0; ±2,0 |
- |
±1,0; ±2,0* |
Продолжение таблицы 4
Код измеряемых параметров |
Условное обозначение УИ (состав основных СИ) |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |||
массы жидкости, О/ % |
массы жидкости без учета воды, % |
объема жидкости, приведенного к стандартным условиям, % |
объема свободного попутного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям, % | ||
9 |
ЦИКЛОН-ХХХ- Х,Х -9 (счетчик СКЖ + счетчик газа + влагомер) |
±2,5 |
± 6 ** ± 15 *** |
- |
±5,0 |
11 |
ЦИКЛОН-ХХХХ- Х,Х -11 (кориолисовый расходомер + счетчик газа +влагомер) |
±1,0; ±2,0 |
± 6 ** ± 15 *** |
±1,0; ±2,0* |
* установки с дополнительной опцией измерения объема нефти, приведенного к стандартным условиям изготавливаются по отдельному заказу;
** при содержании воды в жидкости до 70 %;
*** при содержании воды в жидкости от 70 до 95 %;
Значения, в зависимости от типов установок, применяемых основных средств измерения и наличия измерительных каналов могут изменяться в пределах указанного диапазона.
Диапазоны измерений расхода и количества измеряемой среды приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Диапазоны измерений расхода и количества измеряемой среды
Параметр |
Значение |
Диапазон массового (объемного) расхода жидкости, т/сут (м3/сут) |
от 0,5 до 10 000* |
Диапазон объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, м3/сут |
от 1 до 380 000* |
Диапазон измерения массы жидкости и массы жидкости без учета воды, т |
от 0 до 9 999 999 * |
Диапазон измерения объёма жидкости, приведённого к стандартным 3 условиям, м |
от 0 до 9 999 999 * |
Диапазон измерения объема свободного попутного нефтяного газа, 3 приведённого к стандартным условиям, м | |
* Значения, в зависимости от конкретных параметров измеряемой среды, типов и размерного ряда применяемых основных средств измерения могут изменяться в пределах указанного диапазона |
Метрологические характеристики блоков БИОИ-2 приведены в таблице 6.
Таблица 6 - Метрологические характеристики блоков БИОИ-2
Параметр |
Значение | ||||||
БИОИ-2-04РС БИОИ-2-07РС |
БИОИ-2-04 |
БИОИ-2-05 |
БИОИ-2-06 |
БИОИ-2-07 |
БИОИ-2-10 БИОИ-2-11 | ||
1. Наличие местной индикации |
да | ||||||
2. Пределы допускаемой относительной погрешности вычисления |
объёма жидкости, приведённого к стандартным условиям, % |
±0,05 |
±0,2 | ||||
объёма свободного попутного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям, % |
±0,05 |
±0,4 | |||||
массы жидкости, % |
±0,05 |
±0,05 | |||||
массы жидкости без учета воды, % |
±0,05 |
±0,2 |