Установки измерительные ОЗНА-МАССОМЕР-Vx
| Номер в ГРСИ РФ: | 67795-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Акционерная Компания ОЗНА", г.Октябрьский |
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» (далее - установки) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа как сепарационным методом, так и бессепарационным методом измерений путем подключения скважины к измерительной установке «ОЗНА-МАССОМЕР» или к расходомеру(ам) многофазному(ым^х, Vx 88, Vx Spectra (далее -расходомер Vх).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67795-17 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | ОЗНА-МАССОМЕР-Vx |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 19.06.2022 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 67795-17: Описание типа СИ | Скачать | 166.4 КБ | |
| 67795-17: Методика поверки МП 0449-9-2016 | Скачать | 4.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «ОЗНА - МАССОМЕР - Vx» (далее - установки) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа как сепарационным методом, так и бессепарационным методом измерений путем подключения скважины к измерительной установке «ОЗНА-МАССОМЕР» или к расходомеру(ам) многофазному(ым^х, Vx 88, Vx Spectra (далее -расходомер Vx).
Описание
В установках используются сепарационный и бессепарационный методы измерений.
Сепарационный метод измерений основан на применении установки измерительной «ОЗНА-МАССОМЕР», в состав которой входят нефтегазовый сепаратор, расходомеры жидкости массовые, расходомеры газа массовые или объемные, влагомеры, преобразователи температуры и давления.
Сепаратор выполнен в виде одного цилиндра или двух, расположенных один над другим, оборудован циклоном, который является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из нефтегазоводяной смеси, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников. Конструкция сепаратора также обеспечивает сбор и отстой сырой нефти, в процессе которого происходит выделение из нефти растворенного газа.
Регулирование циклов накопления и слива нефтегазоводяной смеси и величины расхода через расходомеры-счетчики сырой нефти и нефтяного газа осуществляется двумя способами:
- при помощи заслонки, устанавливаемой в месте подключения трубопровода для отвода нефтяного газа (газовая линия) и поплавкового устройства, механически связанных друг с другом с помощью рычагов и тяги. На трубопроводе для отвода сырой нефти (жидкостная линия) устанавливается регулятор расхода.
- электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).
Бессепарационный метод измерений основан на использовании комбинации трубы Вентури и гамма-измерителя фракций. При прохождении потока в трубе Вентури возникает перепад давления, что позволяет измерять полный массовый и объемный расход потока, а гамма-измеритель фракций предоставляет данные о соотношении фракций нефти, газа и воды. Для измерений абсолютного и дифференциального давлений, а также температуры потока, используются датчики с цифровым или аналоговым выходным сигналом.
Вычислительное устройство расходомеров Vx производит расчет расхода фракций смеси - нефти, газа и воды на основе специально разработанной комплексной (гидродинамической, термодинамической и ядерной) физической модели, учитывающей особенности многофазного потока, включая присущую ему нестабильность. Текущие измеряемые значения параметров многофазного потока подвергаются статистической обработке. Результаты измерений расходов фаз потока и его фракций сохраняются в памяти управляющего компьютера. Для регистрации накопленных за определенный интервал времени значений измеряемых параметров расходомер имеет функцию измерения интервалов времени.
Установки включают в себя блок технологический (далее - БТ) и блок аппаратурный (далее - БА). Также установки могут иметь в своем составе отдельный блок переключения скважин (далее БПС). БТ, БА и БПС выполняются в виде блок-боксов, которые могут быть изготовлены на одном или раздельных рамных основаниях. Установка может быть выполнена в виде одного блока путем размещения оборудования БА в БТ во взрывозащищенных оболочках.
Основными элементами БТ является измерительная линия и распределительный модуль. В состав измерительной линии входит установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР» (регистрационный № 34745-09, № 34745-12) и один или несколько расходомеров Vx (регистрационный № 60560-15, № 48745-11, № 42779-09, № 37076-08), в зависимости от назначения и условий применения установок. Распределительный модуль обеспечивает автоматическое поочередное подключение скважин к измерительной линии посредством системы трехходовых кранов или переключателя скважин многоходового (ПСМ), приводимого в действие гидравлическим приводом. При этом продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. Распределительный модуль также оснащен байпасной линией для неавтоматизированного подключения скважин к измерительной линии при помощи задвижек.
Вариант компоновки и исполнения конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.
Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки) от 1 до 24.
Рис. 1 Общий вид установки измерительной ОЗ1 ЕЛ-МЛССОМЕРА'х
БА осуществляет сбор, обработку, регистрацию, отображение, хранение полученных результатов измерений в архиве и их передачу в системы автоматизации верхнего уровня, а также управляет контрольно-измерительными приборами, автоматикой, системой жизнеобеспечения, охранной и пожарной сигнализацией.
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) установок реализован в блоках измерения и обработки информации (далее - БИОИ), выполненных на базе программируемых логических контроллеров (далее - ПЛК).
Номенклатура ПЛК, применяемых в установках, приведена в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - номенклатура применяемых ПЛК
|
Наименование, тип |
Регистрационный номер |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 |
50107-12 |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5209, 5232, 5305 |
56993-14 |
|
Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator |
65466-16 |
|
Контроллеры логические программируемые ОВЕН ПЛК 150 и ОВЕН ПЛК 154 |
36612-13 |
|
Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500eCo |
51396-12 |
|
Системы управления модульные B&R Х20 |
57232-14 |
|
Модули измерительные контроллеров программируемых SIMAT-IC S7-1500 |
60314-15 |
|
Контроллеры ControlWave Micro |
27242-09 |
|
Модули ввода аналоговые измерительные МВА8 |
31739-11 |
Вид входных/выходных сигналов БИОИ:
- унифицированные токовые сигналы (0-20) мА;
- дискретные, «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»;
- импульсные.
Коммуникационные каналы:
- RS485, протокол Modbus (мастер);
- RS232S/485 протокол Modbus (подчиненный);
- Ethernet протокол Modbus TCP\IP (подчиненный);
- Foundation fieldbus;
- Profibus.
Программное обеспечение
Комплекс ПО состоит из следующих компонентов:
- ПО ПЛК БИОИ - программа, исполняемая во встроенной операционной системе ПЛК БИОИ. Обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА установок, а также визуализацию и хранение измеряемых параметров в энергонезависимой памяти;
- ПО панели оператора - программа, исполняемая во встроенной операционной системе операторской панели БИОИ. Обеспечивает просмотр и изменение параметров, настроек и прочей информации ПО ПЛК БИОИ, подачу управляющих команд ПЛК.
Комплекс ПО выполняет функции:
- обеспечение периодических измерений нескольких скважин, подключенных к установкам;
- обеспечение управления процессом измерений при помощи команд, подаваемых локально с панели оператора, или дистанционно - с верхнего уровня АСУТП эксплуатирующего предприятия;
- обеспечение сбора и обработки данных от всех средств измерений, КИПиА, входящих в состав установок;
- обеспечение отображения информации о ходе процесса измерений, о результатах измерений на экране панели оператора;
- обеспечение хранения результатов измерений в энергонезависимой памяти контроллера;
- обеспечение безопасности технологического процесса и помещений установок путем контроля показаний датчиков пожарной сигнализации, загазованности, несанкционированного доступа к помещениям и др.;
- отработка алгоритмов аварийных блокировок, звукового и светового оповещения при возникновении пожароопасной, взрывоопасной и других аварийных ситуациях;
- обеспечение процессов пуско-наладки установок, диагностики и ремонта интегрированных в установки средств измерений, соединительных коммуникаций, и других элементов КИПиА.
Т а б л и ц а 2 - идентификационные данные ПО установок
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
SP32.MVx.001 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11.140405 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
944С.0024 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 2.
Место пломбирования
Рисунок 2-схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 3, 4.
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики установок
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установок: при измерении массы и среднего массового расхода сырой нефти, %, не более |
± 2,5 | |
|
при измерении объема и среднего объемного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, %, не более |
± 5,0 | |
|
при измерении массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, при объемной доле воды в сырой нефти %, не более |
- до 70% - от 70 до 95% - свыше 95% |
±6,0 ±15,0 не нормируется |
|
при измерении массы нетто нефти и массового расхода, %, не более |
В соответствии с методикой измерений | |
Т а б л и ц а 4 - Технические характеристики установок____________________________________
_____________________________________________При бессепарационном методе измерений
|
Наименование характеристики |
Значение | |||||||
|
Типоразмеры модификации Vx Spectra |
Типоразмеры модификации Phase Watcher Vx | |||||||
|
Vx19 |
Vx29 |
Vx40 |
Vx65 |
Vx88 |
Vx29 |
Vx52 |
Vx88 | |
|
Рабочая среда |
нефтегазоводяная смесь | |||||||
|
Диаметр горловины трубы Вентури, мм |
19 |
29,25 |
40 |
65 |
87,5 |
29,25 |
52 |
87,5 |
|
Диапазон измерений массового расхода жидкой смеси, т/ч |
от 0,60 до 27,60 |
от 1,42 до 65,80 |
от 2,60 до 123,00 |
от 7,00 до 324,00 |
от 12,70 до 625,00 |
- |
- |
- |
|
Диапазон измерений объемного расхода жидкой смеси, м3/ч |
от 0,63 до 29,00 |
от 1,50 до 69,00 |
от 2,78 до 129,00 |
от 7,40 до 340,00 |
от 13,30 до 670,00 |
- |
- |
- |
|
Диапазон измерений объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч |
от 320 до 9000 |
от 790 до 20700 |
от 1450 до 37800 |
от 3550 до 97000 |
от 5830 до 280000 |
- |
- |
- |
|
Максимальный объемный расход сырой нефти при рабочих условиях, м3/ч (перепад давления 0,5 МПа) |
- |
- |
- |
- |
- |
82 |
254 |
730 |
|
Минимальный объемный расход сырой нефти при рабочих условиях, м3/ч (перепад давления 0,005 МПа) |
- |
- |
- |
- |
- |
6 |
18 |
70 |
Продолжение таблицы 4
При бессепарационном методе измерений
|
Наименование характеристики |
Значение | |||||||
|
Типоразмеры модификации Vx Spectra |
Типоразмеры модификации Phase Watcher Vx | |||||||
|
Vx19 |
Vx29 |
Vx40 |
Vx65 |
Vx88 |
Vx29 |
Vx52 |
Vx88 | |
|
Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/ч |
- |
- |
- |
- |
- |
500 |
1500 |
4400 |
|
Давление рабочей среды, МПа |
от 0,5 до 34,5 | |||||||
|
Перепад давления на трубке Вентури, МПа |
от 0,005 до 0,500 | |||||||
|
Температура рабочей среды, °С |
от -40 до +121 |
от - 20 до +150 | ||||||
|
Температура окружающей среды, °С |
от -40 до + 85 |
от - 20 до + 85 | ||||||
|
Вязкость жидкой фазы в рабочих условиях |
от 0,0001 до 2,0000 Па^с |
от 0,1 до 2000сСт | ||||||
|
Содержание воды в потоке (WLR), % |
от 0 до 100 | |||||||
|
Объемное содержание газа в потоке (GVF), % |
от 0 до 100 | |||||||
Продолжение таблицы 4
|
При сепарационном методе измерений | |
|
Наименование характеристик |
Значение |
|
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) |
|
Характеристики рабочей среды: - рабочая среда - рабочее давление, МПа (кгс /см2) - температура рабочей среды, °С - содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных - максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандарт. условиях - газовый фактор, м3/т - минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 - содержание механических примесей, мг/л, не более - содержание парафина, % объемных, не более |
нефтегазоводяная смесь от 0,3 до 16,0 (от 3,0 до 160,0) от +1 до +90 от 0 до 100 6000 0,1 3000 15,0 |
Т а б л и ц а 5 - Параметры электропитания
|
Параметр |
Значение |
|
напряжение переменного тока, В |
380/220 |
|
допустимое отклонение от номинального напряжения, % |
±10 |
|
частота, Гц |
50 ± 0,4 |
|
потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
34500
20
Срок службы, лет, не менее
Знак утверждения типа
наносится методом лазерной аппликации на металлические таблички, укрепленные на БТ и БА-боксах, а также типографским или иным способом - на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность
Т а б л и ц а 6 - Комплектность поставки
|
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
|
Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» -ХХХХ-ХХ в том числе комплекты: |
1 |
В соответствии с заказом |
|
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. Масса сырой нефти, объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/109-15 от 22.12.2015)
Нормативные документы
ПНСТ 360-2019 Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»;
ТУ 3667-007-64156863-2014 «Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx». Технические условия»
Смотрите также
