|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Установки измерительные |
| Обозначение типа | "НИКА-ОПТИМАСС" |
| Производитель | Общество с ограниченной ответственностью "НИКА-ПЕТРОТЭК" (ООО "НИКА-ПЕТРОТЭК"), г. Екатеринбург |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 13.12.2026 |
| Назначение | Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту – установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин) с последующим архивированием и передачей результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
|
| Описание | Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и последующем измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу скважинной жидкости измеряют прямым методом динамических измерений при сливе или косвенным методом измерений с применением объемных расходомеров жидкости и данных по плотности скважинной жидкости определенных по результатам измерений влагосодержания при помощи поточного влагомера и данных лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Содержание воды в скважинной жидкости определяют с помощью влагомера или на основании лабораторных измерений или по результатам измерений плотности скважинной жидкости по каналу измерений плотности массового расходомера жидкости с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды. Массу скважинной жидкости без учета воды и попутного нефтяного газа после сепарации определяют как разность массы скважинной жидкости, массы воды и растворенного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации попутного нефтяного газа производится с применением кориолисовых, вихревых или ультразвуковых счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
В состав установок входят следующие основные части:
- блок технологический (далее по тексту – БТ);
- блок аппаратурный (далее по тексту – БА);
- блоки функциональные;
- комплект средств жизнеобеспечения.
В состав БТ входят измерительный и распределительный модули.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный или вертикальный сепаратор.
Емкость сепарационная предназначена для отделения газа от жидкости, поступающей со скважины, и периодического пропускания жидкости через счетчики жидкости и газа.
Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости (массовыми), расходомерами газа – массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.
Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры – в таблице 4.
Таблица 1 – Средства измерений расхода жидкости
| Наименование | Регистрационный номер | | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 | | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 71393-18 | | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 76785-19 | | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC | 75394-19 | | Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 | | Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 | | Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 | | Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 | | Расходомеры массовые Promass | 15201-11 | | Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 | 57484-14 | | Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 | | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 | | Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 | | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С | 75514-19 | | Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430 | 62320-15 |
Таблица 2 – Средства измерений расхода газа
| Наименование | Регистрационный номер | | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 | | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 71393-18 | | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS | 76785-19 | | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC | 75394-19 | | Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 | | Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 | | Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 | | Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 | 53804-13 | | Расходомеры массовые Promass | 15201-11 | | Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 | 57484-14 | | Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 | | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ | 60937-15 | | Счетчики-расходомеры массовые МИР | 68584-17 | | Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С | 75514-19 | | Расходомеры массовые кориолисовые ГКС FC410, ГКС FC430 | 62320-15 |
Счетчики газа КТМ600 РУС
62301-15
Расходомеры Turbo Flow GFG
57146-14
Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600
43981-11
Счетчики газа ультразвуковые СГУ
57287-14
Счетчики газа вихревые СВГ
13489-13
Расходомеры-счётчики вихревые 8800
14663-12
Расходомеры-счётчики вихревые OPTISWIRL 4070
52514-13
Расходомеры вихревые Prowirl
15202-14
Расходомеры ультразвуковые «Вымпел-100»
60934-15
Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 (ЭВ-200)»
42775-14
Датчики расхода газа ДРГ.М
26256-06
Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M»
77155-19
Датчики расхода-счётчики «ДАЙМЕТИК-1261»
67335-17
Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 7300
67993-17
Расходомеры-счётчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)
73894-19
Комплексы учёта газа ЭМИС-ЭСКО 2230
60577-15
Расходомеры-счетчики тепловые t-mass
35688-13
Таблица 3 – Средства измерений содержания доли воды
| Наименование | Регистрационный номер | | Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 | | Влагомеры поточные ВСН-АТ | 62863-15 | | Влагомеры поточные моделей L и F | 56767-14 | | Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® Multiphase | 47355-11 | | Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т | 59365-14 | | Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 | 65112-16 | | Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф | 63101-16 | | Влагомеры «САТЕЛ-РВВЛ» | 69346-17 |
Для измерений давления применяются измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 10 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 % и манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 10 МПа, с классом точности не ниже 1,5.
Для измерений разности давлений и гидростатического давления столба жидкости применяются измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно 0,4 МПа и 0,016 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %.
Для измерений температуры применяются измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от минус 5 до плюс 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С.
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
– измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2) с классом точности не ниже 0,5;
– измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;
– измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
– счетчики жидкостные турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1,5 %;
– манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 (250) МПа (кгс/см2), с классом точности не ниже 1,5.
Для индикации наличия свободного нефтяного газа в скважинной жидкости используются влагомеры многофазные поточные «КВАЛИТЕТ» ВМП.0704 (регистрационный № 79608-20).
В состав модуля БТ входят: входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее по тексту – ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод, выходной коллектор, патрубки для подключения передвижной измерительной установки, фильтры.
В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее по тексту – БИОИ) и шкаф силовой взрывозащищенного или общепромышленного исполнения.
В составе БИОИ могут быть применены следующие измерительные контроллеры.
Таблица 4 – Измерительно-вычислительные контроллеры
| Наименование | Регистрационный номер | | Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 | 69436-17 | | Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305 | 56993-14 | | Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator | 65466-16 | | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 | 15772-11 | | Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 | | Системы управления модульные B&R Х20 | 57232-14 | | Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500еСо | 51396-12 | | Контроллеры измерительные К15 | 75449-19 | | Контроллеры программируемые логические MKLogic200 | 67996-17 | | Контроллеры программируемые логические MKLogic-500 | 65683-16 |
Комплекс программного обеспечения (далее по тексту – ПО) предназначен для обеспечения выполнения установками измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации технологического оборудования, удаленного контроля и управления установкой.
Установки имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому расходу скважинной жидкости и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример записи обозначения приведен ниже:
«НИКА-ОПТИМАСС» - ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39-051-29191682-2018
1 2 3 4 5
1 – наименование;
2 – типоразмер (максимальный массовый расход скважинной жидкости, т/сут) установки;
3 – количество подключаемых скважин;
4 – климатическое исполнение;
5 – обозначение ТУ.
Рисунок 1- Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС». Общий вид.
Заводской (серийный) номер установок наносится методом лазерной маркировки на таблички, которые крепятся снаружи технологического блока и аппаратурного блока, приводится в эксплуатационной документации. Пломбирование установок не предусмотрено.
|
| Программное обеспечение |
Программное обеспечение (далее по тексту - ПО) установок обеспечивает реализацию их функций. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Погрешности установок нормированы с учетом влияния ПО.
Идентификационные данные ПО установок приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | ScadaPCK32 | ScadaPACK 3хх/3ххЕ | ScadaPACK 5xx/5ххх | Direct Logic | SIMATIC S7-300 | SIMATIC S7-400 | SIMATIC S7-1200 | SIMATIC S7-1500 | B&R X20 | K15 | MKLogic200 | MKLogic-500 | | Идентификационное наименование программного обеспечения | NIKA.MSP32 | NIKA.MSP3 | NIKA.MSP5 | NIKA.MDL | NIKA.MS3 | NIKA.MS4 | NIKA.MS12 | NIKA.MS15 | NIKA.MBR | NIKA.MK15 | NIKA.MKL2 | NIKA.MKL5 | | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | SP32 .xxxx | SP3 .xxxx | SP5 .xxxx | DL.xххх | S3.xxxx | S4.xxxx | S12.xxxx | S15.xxxx | BR .хххx | K15. xxxx | MKL2. xxxx | MKL2. xxxx | | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | | Примечание: ххх – номер подверсии |
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 6 и 7
Таблица 6 – Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут | от 0,3 до 4000 | | Диапазон изменений объёмного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) | от 1 до 68750
(от 24 до 1650000) | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), %
от 0 до 70 %
свыше 70 до 95 %
свыше 95 % | ± 6,0
± 15,0
не нормируется | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема газа, % | ± 5,0 |
Таблица 7 – Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Измеряемая среда | Скважинная жидкость | | Диапазон давления, МПа, (кгс/см2) | от 0,3 (3,0) до 16,0 (160) | | Диапазон температуры перекачиваемой рабочей среды, ºС | от - 51 до + 100 | | Диапазон кинематической вязкости рабочей среды, мм2/с | от 1 до 25002 | | Диапазон плотности рабочей среды, кг/м3 | от 650 до 1320 | | Диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 650 до 980 | | Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 | 1000-1320 | | Объемная доля воды в скважинной жидкости, % | от 0 до 100 | | Содержание механических примесей не более, мг/л | 5000 | | Содержание парафина не более, % объемных | 15,0 | | Содержание сероводорода, объемное, % не более | 25,0 | | Количество входов для подключения скважин | от 1 до 30 | | Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
- потребляемая мощность, кВА, не более | 380±38/220±22
50±0,4
20 | | Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | У, М, УХЛ | | Средняя наработка на отказ (за исключением компонентов КИП и А, срок службы которых определен в технической документации на данные изделия), ч, не менее | 80000 | | Срок службы, лет | 20 | | 1 – при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости.
2 – при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином случае изготовитель предусматривает техническое решение для обеспечения сепарации, например, предварительный подогрев, увеличение объема сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально |
|
| Комплектность | Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС» приведен в таблице 8.
Таблица 8 – Комплект поставки установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС»
| Наименование | Обозначение | Кол-во | | Установка измерительная «НИКА-ОПТИМАСС» | «НИКА-ОПТИМАСС» - ХХХХ-ХХ-ХХХ ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 | 1 шт. | | Руководство по эксплуатации | НПЗУ-00.00.00.000 РЭ | 1 экз. | | Паспорт | НПЗУ-00.00.00.000 ПС | 1 экз. | | Комплект ЗИП | – | 1 комп. | | Комплект монтажных частей | – | 1 комп. | | ________
Методика поверки поставляется по требованию потребителя. |
|
| Поверка | приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «НИКА-ОПТИМАСС».
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к установкам измерительным «НИКА-ОПТИМАСС»
Постановление Правительства РФ 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
ПНСТ 360-2019 «Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
ТУ 28.99.39-051-29191682-2018 Установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС». Технические условия
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «НИКА-ПЕТРОТЭК»
(ООО «НИКА-ПЕТРОТЭК»)
ИНН 7734720936
Юридический адрес: 620075, Российская Федерация, Свердловская область, город Екатеринбург, улица Толмачева, дом 22, офис 5.
Адрес места осуществления деятельности по изготовлению продукции: 427950, Российская Федерация, Удмуртская Республика, город Камбарка, улица Советская, дом 23.
Тел.: +7 (343) 287-49-40
E-mail: info@nikapetrotech.com
|
| Испытательный центр | Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии – филиал Феде-рального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 420088, Россия, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 «а»
Телефон: +7 843 272 46 11
E-mail: office@vniir.org
Регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа №RA.RU 310592
| |
