Системы измерений количества нефти и газа ОЗНА-ИС2
| Номер в ГРСИ РФ: | 73397-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Акционерная Компания ОЗНА", г.Октябрьский |
Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» (далее - системы «ОЗНА-ИС2») 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 | 73397-18 |
| Наименование | Системы измерений количества нефти и газа |
| Модель | ОЗНА-ИС2 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 04.12.2023 |
Производитель / Заявитель
АО "ОЗНА - Измерительные системы", г.Октябрьский
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 127 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 127 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73397-18: Описание типа СИ | Скачать | 84.3 КБ | |
| 73397-18: Методика поверки МП 0833-9-2018 | Скачать | 4.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» (далее - системы «ОЗНА-ИС2») 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.
Описание
Принцип действия систем «ОЗНА-ИС2» основан на прямых и косвенных измерениях количества и параметров скважинной жидкости и попутного нефтяного газа, предварительно разделенных в сепараторе на жидкую и газовую фазы.
Системы «ОЗНА-ИС2» 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), установках автоматизированных измерительных «Спутник-ОЗНА-ВМ1» (ТУ 3667-089-00135786.УК-2007) или установках-реципиентах, выпущенных по ТУ других производителей (далее - установки-реципиенты), находящихся в эксплуатации или при выпуске из производства.
Системы «ОЗНА-ИС2» имеют два уровня. Первый уровень включает в себя измерительные преобразователи расхода скважиной 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 (СОИ), реализованной в блоке измерений и обработке информации на основе измерительно-вычислительного контроллера. Связь между измерительными преобразователями и измерительно-вычислительным контроллером осуществляется посредством аналоговых и цифровых сигналов. Преобразование аналоговых сигналов в цифровые осуществляется в измерительно-вычислительном 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-ИС2».
СОИ так же выполняет функции передачи управляющих сигналов на распределительное устройство, автоматизированную запорно-регулирующую арматуру и системы жизнеобеспечения установок-реципиентов.
Системы «ОЗНА-ИС2» 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 кориолисовые ЭМИС - МАСС 260;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;
- расходомеры массовые Promass;
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400, OPTIMASS;
- расходомеры-счетчики массовые кориолисовые Rotamass;
- счётчики-расходомеры кориолисовые КТМ РуМАСС;
- расходомеры массовые TM-R, TMU-R, HPC-R;
- счетчики жидкости СКЖ;
- счетчики ковшовые скважинной жидкости КССЖ;
- счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300;
- счетчики-расходомеры массовые Turbo Flow CFM.
2. Измерительный канал объема сырой нефти в рабочих условиях (опционально может использоваться вместо измерительного канала массового расхода сырой нефти), состоящий из объемных счетчиков жидкости, внесенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
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;
- измерители обводненности и газосодержания нефте-газо-водяного потока «ВГИ-1»;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ и влагомеры поточные ВСН-АТ;
- влагомеры поточные моделей L и F;
- влагомеры сырой нефти ВОЕСН;
- влагомеры оптические емкостные сырой нефти АМ-ВОЕСН;
- влагомеры микроволновые поточные МПВ700.
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 объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, состоящий из следующих СИ:
- счетчики газа СВГ;
- счетчики газа КТМ600 РУС;
- расходомеры газа ультразвуковые Руна УНЛ-260;
- датчики расхода газа DYMETIC-1223M;
- датчики расхода - счетчики ДАЙМЕТИК-1261;
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые TurboFlowUFG;
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ);
- ультразвуковой расходомер-счетчик газа «Вега-Соник ВС-12;
- расходомеры-счетчики вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200»;
- расходомеры-счетчики вихревые 88.
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), в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих СИ:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;
- счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ЭМИС - МАСС 260;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;
- расходомеры массовые Promass;
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400, OPTIMASS;
- расходомеры-счетчики массовые кориолисовые Rotamass;
- счётчики-расходомеры кориолисовые КТМ РуМАСС;
- расходомеры массовые TM-R, TMU-R, HPC-R;
- счетчики-расходомеры массовые Turbo Flow CFM.
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.
Приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 осуществляется в СОИ.
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 минус 50 до плюс 100 °С и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5 %.
СОИ может быть реализована на основе следующих измерительно-вычислительных контроллеров:
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС;
- контроллеры на основе измерительных модулей 5000 TeleSAFE SmartWIRE, Micro16, SCADAPack;
- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack (контроллеры) 5209, 5232, 5305 (модули);
- контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575;
- контроллеры измерительные АТ-8000;
- контроллеры измерительные ОЗНА-К15;
- системы управления модульные B&R Х20;
- модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500;
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300, SIMATIC S7-1200;
- контроллеры измерительные ControlWave Micro;
- контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator;
- контроллеры SCADAPack;
- устройства центральные процессорные системы управления B&R X20;
- контроллеры программируемые логические BRIC;
- контроллеры программируемые логические АБАК ПЛК;
- контроллеры программируемые логические Unistream;
- контроллеры программируемые логические MKLogic200;
- контроллеры измерительные К-15;
- модули ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов MDS;
- модули автоматики NL;
- контроллеры программируемые ЭЛСИ-ТМК.
Измерительные каналы, СОИ системы «ОЗНА-ИС2» могут быть реализованы и состоять из средств измерений, входящих в состав установок-реципиентов:
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 34745-07, 34745-12;
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»-М, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28851-05;
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»-Е, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28127-04;
- установки измерительные «O3HA-MACCOMEP»-R, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28128-04;
- установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 43673-10;
- установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 38675-08.
Совокупность применяемых СИ выбирается в зависимости от ожидаемых значений расхода скважинной жидкости 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.
Заводские (серийные) номера систем «ОЗНА-ИС2» нанесены методом лазерной маркировки на таблички, которые прикреплены снаружи на блок-боксы блоков аппаратурных и технологических установок-реципиентов.
Формат нанесения заводского номера - числовой. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Пломбирование систем «ОЗНА-ИС2» не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечения систем «ОЗНА-ИС2» предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы брутто нефти и среднего массового расхода, сырой 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.
Идентификационные данные ПО систем «ОЗНА-ИС2» приведены в таблице 1.
аблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ПЛК |
ПО ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
IS.MR.101 |
IS.MR.201 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1 .xxxxxx1) |
1.ZZZZZZ1) |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
yyyy2).F3C4 |
kkkk2).94C7 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ПЛК |
ПО ИВК | |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-16 |
CRC-16 |
|
1) - номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслеживания исходных текстов ПО ПЛК \ ПО ИВК в системе контроля версий производителя, может быть любым; 2) - служебный идентификатор ПО ПЛК \ ПО ИВК из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым. | ||
Уровень защиты ПО системы «ОЗНА-ИС2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Погрешность расчетов, выполняемых ПО, благодаря использованию чисел с плавающей запятой в формате IEEE 754 и стандартных математических библиотек языков С++ \ ST, влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерений.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики систем «ОЗНА-ИС2», включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут |
от 1 до 4000 |
|
Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут |
от 1 до 750000 |
|
Диапазон содержания объемной доли воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала массы и массового расхода скважинной жидкости: - при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа • с, %, не более - при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа • с и более, %, не более |
±2,5 ±10,0 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - от 70 до 95% - свыше 95 % |
±6,0 ±15, 0 не нормируется |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительногоканала объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %, не более |
±5,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь (скважинная жидкость) |
|
Давление измеряемой среды, МПа, не более |
16 |
|
Диапазон температур измеряемой среды, °С |
от -20 до +100 |
|
Род тока |
Переменный |
|
Напряжение, В |
380/220 |
|
Допустимое отклонение от номинального напряжения, % |
от -15 до +10 |
|
Частота, Г ц |
50±0,4 |
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |
|
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
Комплектность поставки соответствует таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность поставки
|
Наименование |
Количество |
Примечание |
|
Система измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» в том числе комплекты: |
1 |
В соответствии с заказом |
|
Комплект основных средств измерений |
1 | |
|
Шкаф управления Комплект вспомогательных средств измерений |
1 1* |
Согласно спецификации |
|
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: * - поставляется по отдельному заказу | ||
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 № 01.002572013/7709-22 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»;
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
БДМА.407932.023 ТУ Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». Технические условия.
Смотрите также
