Системы измерений количества нефти и газа ОЗНА-ИС
| Номер в ГРСИ РФ: | 64270-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Акционерная Компания ОЗНА", г.Октябрьский |
Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС» (далее - системы «ОЗНА-ИС») предназначены для прямых и косвенных измерений массы брутто нефти (сырой нефти), массы сырой нефти без учета массы воды, массовой и объемной доли воды, массы нетто нефти и объема попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 64270-16 |
| Наименование | Системы измерений количества нефти и газа |
| Модель | ОЗНА-ИС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 24.06.2021 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1205 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1205 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 64270-16: Описание типа СИ | Скачать | 83.5 КБ | |
| 64270-16: Методика поверки ИС.00.00.00.000 И1 | Скачать | 457.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС» (далее - системы «ОЗНА-ИС») предназначены для прямых и косвенных измерений массы брутто нефти (сырой нефти), массы сырой нефти без учета массы воды, массовой и объемной доли воды, массы нетто нефти и объема попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр.
Описание
Принцип действия систем «ОЗНА-ИС» основан на прямых и косвенных измерениях количества и параметров сырой нефти и попутного нефтяного газа, предварительно разделенных в сепараторе на жидкую и газовую фазы.
Системы «ОЗНА-ИС» применяются в установках автоматизированных типа «Спутник», выпущенных по техническим условиям (далее - ТУ) ТУ3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-01400135786-99, ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» (ТУ 3667-088-00135786-2007), установках измерительных «ОЗНА-Импульс» (ТУ3667-042-00135786-2003), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»-К (ТУ 3667-095-00135786-2009) или установках-реципиентах, выпущенных по ТУ других производителей (далее - установки-реципиенты), находящихся в эксплуатации или при выпуске из производства.
Системы «ОЗНА-ИС» имеют два уровня. Первый уровень включает в себя измерительные преобразователи расхода жидкости (сырой нефти) и газа, давления, температуры, плотности сырой нефти, содержания объемной доли воды в сырой нефти. Второй уровень состоит из системы сбора и обработки информации (далее - СОИ), реализованной в измерительновычислительном контроллере. Связь между измерительными преобразователями и измерительновычислительным контроллером осуществляется посредством аналоговых и цифровых сигналов. Преобразование аналоговых сигналов в цифровые осуществляется в измерительновычислительном контроллере. Для вычислений массы сырой нефти без учета воды и массы нетто нефти используются параметры измеряемой среды, определяемые в лаборатории и вносимые в СОИ оператором системы «ОЗНА-ИС». СОИ так же выполняет функции передачи управляющих сигналов на распределительное устройство, автоматизированную запорно-регулирующую арматуру и системы жизнеобеспечения установок-реципиентов.
Лист № 2
Всего листов 5
Системы «ОЗНА-ИС» имеют в своем составе следующие измерительные каналы:
1. Измерительный канал массового расхода, плотности и массы сырой нефти, в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих средств измерений (СИ) массы, массового расхода и плотности жидкости:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;
- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС -МАСС 260»;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак.
2. Измерительный канал объема сырой нефти в рабочих условиях (опционально может использоваться вместо измерительного канала массового расхода сырой нефти), состоящий из счетчиков жидкости турбинных ТОР.
При использовании измерительного канала объема сырой нефти масса сырой нефти вычисляется в СОИ с использованием данных о плотности сырой нефти.
3. Измерительный канал содержания объемной доли воды в сырой нефти в зависимости от содержания объемной доли воды в сырой нефти, состоящий из следующих СИ объемной доли воды в сырой нефти:
- измерители обводненности Red Eye®, моделей Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ и влагомеры поточные ВСН-АТ;
- влагомеры поточные моделей L и F.
Измерительный канал содержания объемной доли воды может отсутствовать. В этом случае содержание объемной доли воды рассчитывается в СОИ на основании измерений плотности сырой нефти измерительным каналом плотности сырой нефти и измерений плотности пластовой воды и обезвоженной дегазированной нефти, проведенных в лаборатории. Опционально содержание объемной доли воды может вноситься в СОИ на основании лабораторных измерений в качестве условно-постоянной величины.
4. Измерительный канал массового расхода и массы попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, состоящий из счетчиков газа вихревых СВГ.
5. Измерительный канал массового расхода и массы попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), состоящий из счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion.
Вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, по измеренным значениям массового расхода и массы газа осуществляется в СОИ.
6. Измерительный канал объемного расхода и объема попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), состоящий из датчиков расхода газа ДРГ.М.
7. Измерительный канал избыточного давления, состоящий из измерительных преобразователей избыточного давления с диапазоном измерений от 0 до 20 МПА и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 0,5%.
8. Измерительный канал температуры, состоящий из измерительных преобразователей температуры с диапазоном измерений от -50 до +100 °С и пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 1%.
СОИ может быть реализована на основе следующих измерительно-вычислительных контроллеров:
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС;
- контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5000;
- контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305;
- контроллеры измерительные АТ-8000;
- системы управления модульные B&R Х20;
- модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500;
- контроллеры ControlWave Micro;
- контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator.
Совокупность применяемых СИ выбирается в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа, давления и температуры измеряемой среды, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти, а также от типоразмера сепаратора установок-реципиентов.
Программное обеспечение
Программное обеспечения систем «ОЗНА-ИС» предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы брутто нефти и среднего массового расхода, брутто нефти без учета воды и среднего массового расхода, массы нетто нефти и среднего массового расхода, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на КИПиА и средства автоматизации установок-реципиентов.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SP32.IS.001 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
01.хххххх* |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
УУУУ**.10АС |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
|
Примечание: - номер подверсии из шести десятичных цифр - идентификатор для поиска исходных текстов сборки в автоматизированной системе контроля версий Subversion, используемой производителем, может быть любым; - служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым. | |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
16 |
|
Диапазон температур рабочей среды, °С |
-20 до +100 |
|
Диапазон содержания объемной доли воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут |
от 1 до 1500 |
|
Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут |
от 1 до 750000 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода и массы сырой нефти, %, не более |
± 2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода и массы сырой нефти без учета воды, %, не более - при содержании объемной доли воды до 70 % - при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % - при содержании объемной доли воды свыше 95 % |
± 6,0 ± 15, 0 не нормируется |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала содержания объемной доли воды, %, не более |
В соответствии с методикой измерений |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода и массы нетто нефти, %, не более |
В соответствии с методикой измерений |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %, не более |
± 5,0 |
Таблица 4 - Параметры электропитания
|
Параметр |
Значение |
|
род тока |
Переменный |
|
напряжение, В |
380/220 |
|
допустимое отклонение от номинального напряжения, % |
от -15 до +10 |
|
частота, Гц |
50 ± 0,4 |
|
потребляемая мощность, кВ •А, не более |
20 |
Таблица 5 - Сведения о надежности
|
Параметр |
Значение |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу на металлические таблички, укрепленные на блок-боксы, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность поставки
|
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
|
Система измерения количества нефти и газа «ОЗНА-ИС» - ХХХ-ХХХХ в том числе комплекты: |
1 |
В соответствии с заказом |
|
Комплект основных средств измерений Шкаф управления Комплект вспомогательных средств измерений |
1 1 1* |
Согласно спецификации |
|
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) |
1 * |
Согласно ведомости ЗИП |
|
Комплект эксплуатационных документов |
1 |
Согласно ведомости эксплуатационных документов |
|
Комплект монтажных частей (далее - КМЧ) |
1* |
Согласно ведомости КМЧ |
|
Примечания: ХХХ-ХХХХ - обозначение установки. * - поставляется по отдельному заказу | ||
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество извлеченных из недр нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением систем измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС». Зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2016.23075.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
2. ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»;
3. Технические условия «Системы измерения количества нефти и газа «ОЗНА-ИС» ТУ 4318-012-64156863-2015».
Смотрите также
