Установки измерительные комбинированные ОЗНА-МАССОМЕР-К

Назначение

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К предназначены для косвенных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее -сырая нефть), массы сепарированной безводной нефти (далее - обезвоженная нефть) и объема свободного нефтяного газа (далее - нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти, обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Описание

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К (далее - установки) включают в себя технологический блок (далее - ТБ), аппаратурный блок (далее - БА) и комплект средств жизнеобеспечения.

В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.

Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный горизонтальный сепаратор (далее - сепаратор).

Камеры сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из газожидкостной смеси, поступающей в циклон, 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.

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 счетчики (или расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.

В зависимости от варианта компоновки конкретного образца установки, упомянутые выше функции могут достигаться путем установки электроуправляемого крана (клапана) на жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода - на газовом трубопроводе.

Вариант компоновки конкретного образца установки выбирается на этапе включения его в производственную программу, в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, указанных в опросном листе.

При этом, в зависимости от диапазона значений величины расхода (дебита) сырой нефти и нефтяного газа, измерения могут производиться в непрерывном или циклическом режимах.

В зависимости от количества подключаемых к установке нефтяных скважин, измерения могут производиться постоянно или периодически.

При выпуске из производства на жидкостном трубопроводе монтируются турбинные счетчики ТОР и трубные катушки, соответствующей конфигурации, под кориолисовые массовые счетчики (расходомеры) и влагомеры, позволяющие пользователю установить, при необходимости, эти приборы в процессе эксплуатации установки.

При этом, измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся косвенным методом с использованием показаний счетчика ТОР по объему сырой нефти и лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти - массы пробы, объема обезвоженной нефти и пластовой воды в этой пробе и их плотности, введенных в память блока измерений и обработки информации (далее - БИОИ).

На жидкостном трубопроводе монтируется пробоотборник, выполненный по ГОСТ 2517-85 и измерительный преобразователь температуры.

На газовом трубопроводе монтируются кориолисовые массовые счетчики (расходомеры), а также измерительные преобразователи давления, манометры и штуцер для отбора проб газа.

При этом измерения объема нефтяного газа производятся косвенным методом с использованием показаний кориолисового массового счетчика (расходомера) по массе нефтяного газа и лабораторных данных по его плотности, введенных в память БИОИ.

Экспликация основных комплектующих средств измерений приведена в Таблице 1.

Таблица 1

Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа. В том числе:

- измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измерений 6 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;

- манометры показывающие с пределами измерений от 0 до 6 МПа, класса точности не ниже 1,5.

Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ), байпасный трубопровод и выходной коллектор.

Измерительный трубопровод ПСМ (трубопровод, по которому газожидкостная смесь поступает в циклон сепаратора) и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой. На измерительном трубопроводе ПСМ также монтируются статический смеситель и пробоотборник .

Байпасный трубопровод и выходной коллектор оборудованы патрубками для подключения передвижных измерительных установок.

В состав БА входит БИОИ и шкаф силовой (далее - ШС).

Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее - ТБ и БА-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию

Установки могут выпускаться в вариантах климатического исполнения У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Технические характеристики

Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти (номинальная пропускная способность), в зависимости от типоразмера установки,

кг/с (т/сут) ..............................4,63(400), 17,4(1500).

Рабочее давление, МПа (кгс /см2), не более ....................4,0 (40).

Вид входных/выходных сигналов БИОИ :

- унифицированные токовые сигналы, мА....................от 0 до 20;

- дискретные: «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»;

- импульсные.

Коммуникационные каналы:

- RS485 ..............................протокол Modbus (мастер)

- RS232S/485 ....................... протокол Modbus (подчиненный)

Пределы допускаемой относительной погрешности, % :

БИОИ при:

- измерениях унифицированных токовых сигналов .................± 0,5;

- измерениях интервалов времени ..........................± 0,15;

- измерениях числа импульсов ............................± 0,15;

- обработке информации ................................± 0,05.

Установок (в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005):

при измерениях:

- массы и среднего массового расхода сырой нефти

- массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:

до 70%

от 70% до 90%

с выше 90% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной и аттестованной в установленном порядке;

- объема и среднего объемного расхода нефтяного газа

Исполнение электрооборудования:

- ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1а (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.5, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;

- БА-бокса ................................общепромышленное.

Параметры питания электрических цепей:

- род тока .................................... переменный;

- напряжение, В ...................................380/220;

- допустимое отклонение от номинального напряжения, % . . . от минус 10 до плюс 15;

- частота, Гц ......................................50 ± 1;

- потребляемая мощность, кВ^А, не более........................20.

Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки) ................................1, 2, 4, 6, 8, 10, 14.

Габаритные размеры и масса блоков - в зависимости от типоразмера и варианта исполнения установки.

Показатели надежности:

- средняя наработка на отказ по функциям измерений

и определений параметров, ч, не менее ........................34500.

- срок службы, лет, не менее ................................10.

Характеристика рабочей среды:

- рабочая среда - газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, газ);

- температура рабочей среды °С ................... от плюс 5 до плюс 60;

- минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтяных скважин), МПа (кгс/см2) ................................0,3 (3,0);

- содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных .......... от 0 до 100;

- максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в нормальных условиях - газовый фактор, м3/т ...........................150;

- минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3.газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 ...................................0,1;

- содержание механических примесей, мг/л, не более

- содержание парафина, % объемных, не более

- содержание сероводорода, ppm (% объемных), не более ............400(2,0);

- кинематическая вязкость сырой нефти, 10-6 м2/с (сСт), не более

Характеристика окружающей среды:

- температура окружающего воздуха, °С ...... от минус 45 (У1) и минус 60 (УХЛ1)

до плюс 40;

- относительная влажность окружающего воздуха, % ................ до

Знак утверждения типа

наносится на металлические таблички, укрепленные на ТБ и БА-боксах, методом фотохимического травления или аппликацией , а также типографским или иным способом - на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.

Комплектность

Комплектность поставки соответствует таблице 2.

Таблица 2

Поверка

осуществляется по документу УМК.00.00.00.000 И1 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К. Методикой поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в марте 2010 года.

Основные средства, применяемые при поверке:

1. Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А ТУ 4381-031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала 0...25 мА Пределы допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,003мА

2. Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 РЛПА 411218.001ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001.100с Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения интервала времени ±8х10-6 с.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. МВИ косвенным методом массы сырой нефти и массы сырой нефти без учета воды с применением измерительных комбинированных установок "ОЗНА-МАССОМЕР"-К». Свидетельство об аттестации № 490710 от 05.03.2010 г., в федеральном реестре зарегистрировано под № ФР.1.29.2010.06982.

Нормативные документы

ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности»

ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности»

ПБ 08-624-04 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К.  Технические

условия ТУ3667-095-00135786-2009