Установки измерительные "ОЗНА-МАССОМЕР"

Назначение

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» (далее - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, массы нетто нефти и объема попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Описание

Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация). БА и БТ могут быть закрытого (с укрытием) или открытого исполнения (без укрытия или с быстросъемными панелями, защищающими от атмосферных осадков, ветра и др.). В случае открытого исполнения блоков система жизнеобеспечения не применяется или может включать не все компоненты в зависимости от технических требований. В состав конкретной установки могут входить другие дополнительные функциональные блоки, не выполняющие измерительной функции. Количество и исполнение блоков установки определяется в зависимости от количества подключаемых скважин и необходимости реализации дополнительных функций, помимо измерительных.

БТ может состоять из измерительного модуля или из измерительного и распределительного модулей.

Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами измерений (далее - СИ).

Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения.

Номенклатура применяемых основных СИ приведена в таблице 1.

Совокупность основных СИ, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.

Таблица 1 - Основные СИ, применяемые в установках

Продолжение таблицы 1

Вспомогательные СИ могут быть любого типа, в том числе:

- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±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 %;

- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 МПа, класс точности не ниже 1,5;

- термометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 100 °С, класс точности не ниже 1,5;

- счетчики жидкости турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %;

- счетчики количества жидкости, с диапазоном измерений от 0 до 170 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ±2,0 %.

Одним из элементов измерительного модуля является двухфазный (газо-жидкостный) или трехфазный (нефте-газо-водяной) сепаратор гравитационного, трубного или иного типа, обеспечивающий разделение фаз перед измерением. По конструкции сепаратор может быть однокамерным/двухкамерным, горизонтальным или вертикальным. Если поступающая продукция скважины однофазна (поступает только условно жидкостная фаза или условно газовая) и отвечает требованиям рабочих условий применяемых средств измерений, то сепаратор в измерительном модуле может не применяться.

Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происходит вторичное выделение нефтяного газа.

Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода нефтяного газа (далее - газовый трубопровод).

Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством, оборудованным индикатором уровня.

Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью рычагов и тяги.

На трубопроводе для отвода сырой нефти (далее - жидкостной трубопровод) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.

Система поплавок - заслонка - регулятор расхода служит для обеспечения возможности накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через высокопредельные счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений, в случаях, если дебиты сырой нефти и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений этих счетчиков (расходомеров).

Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электро- или пневмоприводом на жидкостном трубопроводе, регулятора расхода - на газовом трубопроводе, при необходимости регулятор расхода может быть заменен на кран (или клапан) с электро- или пневмоприводом.

Если дебиты сырой нефти и нефтяного газа всех подключенных к установке скважин соответствуют диапазонам измерений счетчиков (расходомеров), заслонки могут быть установлены и на газовом и на жидкостном трубопроводах. В этом случае, регуляторы расхода (краны, клапана) не устанавливаются.

Вертикальные сепараторы, рассчитанные на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, могут быть оборудованы осушителем газа. В остальной части не отличаются от двухкамерных горизонтальных сепараторов.

Однокамерные горизонтальные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, могут комплектоваться электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).

Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.

Распределительный модуль предназначен для подключения скважин к измерительному модулю. Он может включать в себя, в зависимости от варианта исполнения:

- входные трубопроводы;

- блок трехходовых кранов;

- переключатель скважин многоходовой (далее-ПСМ);

- трубопровод, подключаемый к измерительному модулю;

- байпасный трубопровод, с перемычкой на измерительный модуль;

- дренажные линии;

- выходной коллектор;

- патрубки для подключения передвижной измерительной установки;

- фильтр(ы);

- патрубок для подключения пропарочной установки.

В состав БА могут входить:

- блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ);

- шкаф силовой (далее - ШС).

- шкафы вспомогательные.

Если БА не применяется, то возможны следующие конфигурации:

- ШС и/или БИОИ общепромышленного исполнения могут быть установлены удаленно в помещениях и/или на специально отведенных площадках на объекте заказчика;

- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть установлены в БТ установки;

- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть смонтированы вне установки на специально отведенных площадках на объекте заказчика.

БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов -не более ±0,5 % и/или числа импульсов - не более ±0,15 %.

Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Основные типы контроллеров, применяемых в установках

Заводские (серийные) номера установок нанесены методом лазерной маркировки на таблички, которые прикреплены снаружи на блок-боксы блоков аппаратурных и технологических. Формат нанесения заводского номера - цифровой.

Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ

Общий вид и схема пломбирования представлена на рисунках 2-7.

Пломба службы качества

Рисунок 2 - Внешний вид БТ и схема пломбирования

Пломба службы качества

Рисунок 3 - Внешний вид БА и схема пломбирования

Рисунок 4 - Внешний вид оборудования БТ многоскважинной установки

Рисунок 5 - Внешний вид оборудования БА общепромышленного исполнения

Рисунок 6 - Внешний вид оборудования БТ односкважинной установки с БИОИ взрывозащищенного исполнения

Рисунок 7 - Внешний вид БИОИ взрывозащищенного исполнения

Программное обеспечение

БИОИ предназначен для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей, вычислений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на ШС.

В процессе измерений, БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей, усредняет, по соответствующим алгоритмам обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.

БИОИ может быть построен c использованием следующих компонентов:

1) промышленного программируемого логического контроллера (далее - ПЛК) без операционной системы (далее - ОС);

2) средства человеко-машинного интерфейса (далее - HMI), называемого также операторской панелью;

3) измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) на базе встраиваемых компьютеров (Embedded Computer, без средства HMI), промышленных панельных компьютеров (Industry Panel Computer, совмещено с HMI) производства FIREFLY TECHNOLOGY CO, LTD (КНР), с операционной системой (ОС Linux\WinCE\QNX и т.п.), зарегистрированных ООО "ОЗНА-ДИДЖИТАЛ СОЛЮШНС" как Вычислительные машины FIREFLY, декларация о соответствии ЕАЭС N RU Д-СКРА05.В.70036/22 от 22.08.2022 действует до 16.08.2027. Основные применяемые модели серий EC-A (EC-A3399ProC, EC-A3399C, EC-A3568J, EC-A3288C и др.), IPC (IPC-M10R800-A3568J, IPC-M10R800-A3399C, IPC-M10R800-A3288C) и их аналоги на базе процессоров ARM64.

ИВК может выполнять функции и заменять собой в составе БИОИ промышленный ПЛК и\или HMI (операторскую панель), но может использоваться и вместе с ними, в зависимости от состава конкретного исполнения БИОИ.

Комплекс ПО состоит из следующих частей:

1. ПО HMI (операторской панели);

2. ПО ПЛК (автоматизированного управления);

3. ПО ИВК (вычислителя параметров дебита).

ПО HMI метрологически значимой частью ПО не является, никаких расчетов и обработки данных не выполняет, и представляет собой только средство визуального интерфейса пользователя.

ПО ПЛК является метрологически значимой частью программного обеспечения и реализуется либо встроенными средствами промышленного ПЛК без ОС, либо в специализированном ПО ИВК с ОС - например в ПО Codesys, IsaGRAF, Beremiz и т.п.

ПО ИВК является метрологически значимой частью программного обеспечения и реализуется либо внутри ПО ПЛК, либо в виде динамически-линкуемой библиотеки DLL\SO (в ПК\миниПК с ОС и т.п.), используемой ПО ПЛК через унифицированные стандартные интерфейсы (Ethernet\RS485 и т.п.) и протоколы (TCP\IP, Modbus и т.п.).

После подачи питания на БИОИ ПО ПЛК выполняет ряд самодиагностических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизменности исполняемого кода, путем расчета и публикации контрольной суммы. Неизменность метрологических характеристик ПО ПЛК\ИВК и их соответствие методике (методу) измерений определяется путем выполнения серии расчетов над неизменным тестовым набором исходных и конфигурационных данных, добавления метрологически значимых результатов произведенных расчетов к этому набору и расчета контрольной суммы от полученного набора двоичных данных. Значение контрольной суммы визуально представляет собой группу из четырех шестнадцатеричных цифр, отделенную от служебного идентификатора точкой. Равенство контрольной суммы значению, указанному в настоящем описании типа, удостоверяет неизменность метрологических характеристик ПО и используемых, согласно методике (метода) измерений, алгоритмов расчетов.

Исполняемый код ПО ПЛК\ИВК, исходные данные для расчетов (наборы условно-постоянных величин), результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти ПЛК и\или ИВК БИОИ. Замена исполняемого кода ПО ПЛК\ИВК БИОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Исполняемый код ПО HMI хранится в энергонезависимой памяти операторской панели (при её наличии) или в памяти ИВК. Замена исполняемого кода ПО HMI, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Идентификационные данные ПО установки приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО_________________________________________

Защита ПО установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

Погрешность расчетов, выполняемых ПО ПЛК\ИВК, благодаря использованию чисел с плавающей запятой в формате IEEE 754 и стандартных математических библиотек применяемых языков программирования ПО ПЛК\ИВК, влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерений.

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок, включая показатели точности, показатели надежности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 4, 5, 6.

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Продолжение таблицы 5

Таблица 6 - Показатели надежности

Знак утверждения типа

на металлические таблички, методом лазерной маркировки или аппликацией, укрепленные на БТ и БА-боксах, а также типографским или иным способом - на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.

Комплектность

Комплектность поставки соответствует таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность средства измерений

Сведения о методах измерений

приведены в документе ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» и систем измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» (Свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/7709-22 от 09.09.22 г.). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2022.44135.

Нормативные документы

Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.2.1, п. 6.5);

ГОСТ Р 8.1016-2022 ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (п. 6.2);

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

ТУ 3667-088-00135786-2007. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Технические условия.