Установки измерительные "ОЗНА-МАССОМЕР"

Назначение

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМГ'Р» предназначены для прямых и косвенных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее сырая нефть), массы сепарированной безводной нефти (далее.....обезвоженная нефть) и объема свободною нефтяного газа

(далее ...... нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти,

среднего массового расхода обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Описание

Принцип дейс твия установок основан на разделении ъ сепараторе газожидкостной смеси (далее - ГЖС) 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 • ТБ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (ТБ и БА-боксы. обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация).

В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.

Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости массовыми, расходомерами газа массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.

В качестве основных средств, в измерительном модуле, для измерений массы и массового расхода сырой нефти, могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры) с пределахти основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 0,5 %.

Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры), а так же вихревые, ультразвуковые и термоанемометрические (тепловые) счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 1.5 %.

Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти могбт использоваться влагомеры сырой нефти с пределами допускаемой абсолютной гюгрешности измерений не более ± 1.0 %, при содержании воды в сырой нефти до 70 °0 и с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0.7 % при содержании воды в сырой нефти до 95 %.

Номенклатура применяемых основных средств измерений приведена в кюлице 1.

Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.

Основные средства измерений, применяемые в установках измерительных «0311А-МАССОМЕРл

Таблица I

Примечания

| На жидкостном трубопроводе может предусматриваться трубная катушка для установки (при | необходимости) счетчика ТОР (зарегистрирован в Госреестре под Ne 6965-03).

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 6.0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более * 0.5 °C:

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 6,0 МПа, класс точности не ниже 1,5.

Одним из элементов измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный сепаратор.

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 ко торого 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 (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.

Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электроприводом на жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода - на газовом трубопроводе.

Однокамерные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного таза, комплектуются 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 включает в себя входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод и выходной коллектор.

Измерительный трубопровод ПСМ и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой.

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

В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ) и блок силового управления (далее - БСУ). БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов - не более ± 0.5 %: интервалов времени - не более i 0.15 %: числа импульсов - не более ± 0,15 %: при обработке информации - не более ~ 0.05 %.

Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2.

Основные типы контроллеров, применяемых в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Т а б л и ц а 2

Программное обеспечение, описание структуры и основных функций.

БИОИ предназначен для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на БСУ.

В процессе измерений. БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, 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.

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) состоит из двух частей:

1. ПО операторской панели.

2. ПО контроллера.

1 10 контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не вылолняеи и является только средством визуального интерфейса пользователя.

После подачи питания на БИОИ встроенное ПО контроллера выполняет ряд самодиаг-ностических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизменности исполняемого кода, путем расчета и публикации контрольной суммы. Неизменность метрологических характеристик ПО и их соответствие методике (методу) измерений определяется путем выполнения серии расчетов над неизменным тестовым набором исходных п конфигурационных данных, добавления метрологически значимых результатов произведенных расчетов к нему наоеоу и расчета кошре !ьн<-й .уммы о • полученного набора двоичных данных. Значение ютн1ротыюи суммы втушьич i ре 1С1азлякч собой группу из четырех шестнадцатеричных цифр, отеленную от служебного идентификатора точкой. Равенство контрольной суммы значению, указанному в настоящем описании тапа, удостоверяет неизменность метрологических характеристик ПО и используемых, согласно методики (метода) измерений, алгоритмов расчетов.

Исполняемый код ПО контроллера БИОИ. результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера БИОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера БИОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Исполняемый код ПО панели оператора хранится в -энергонезависимой памяти панели оператора. Замена исполняемого кода ПО панели оператора, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Идентификационные данные ПО установки приведены в таблице 3:

I а б л и ц а 3

i ■ м , ч а и в я

хххххх’- номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслежива-ня исходных текстов ПО в системе контроля вереди производителя, может быть любым:

- УУУУ - служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, располо-

-ен перед контрольной суммой, может быть любым.

Зашита программного обеспечения установки от преднамеренных и непреднамерепных •изменений соответствует уровню «С» по МИ 32X6-2010. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от . > то шамеренн ых измейе н и й.

Погрешность расчетов, выполняемых ПО, благодаря использованию чисел с плавающей занятой в формате IEEE 754 и стандартных математ ических библиотек языков C++ \ ST. влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерении.

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

Рисунок 1-схема пломбирования корпуса контроллера БИОН

■4 — Место пломбирования

Рисунок 2-внешний вил технологического отека и схема пломбирования

Рисунок 3-внешний вид аппаратурного блока и схема пломбирования

Рисунок 4-оборудование технологи ческого блока

Рисунок 5-оборудованис аппаратурного блока

Технические характеристики

! - дискретные, «сухой контакт» или «нере-\о.т коллектор-тмипер транзистора»:

\ - Inundation fieldbus;

____ _________________________11 ____ _ ____

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях, %, не более:

- массы и среднего массового расхода сырой нефти

- объема и среднего объемного расхода нефтяного газа |

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

- от 0 до 70 %

ис । юл нения ус та нов к и

Чалмен'’ванта \ар ы к, го >■ г

Ъраметры питания .мектрических цепей

I [араметры и размеры м. "елей:

• рот тока

- > 1"ряа;ение В

• ! ’TOeiHMiX,’i”к.aH<ei<iiv «и н<^шпального напряжения,"

.....НМЛ. I И

- ' фголяемая хи щ i(K7> х) X. не -'«оке

- ИЧГОГВО ни IK ПоЧгоМЫХ . Лра КИН ( В kHiHU.Mroll1

__ та исполнения ro. jhoi k.ii __

' к hi I uro иен-о.. л л V. менее

Исполнение 1 смц. оборудования: - ГБ-бокса

НСрСМСЧН. |И ФО 22'

ОТ MMH.V ’• ' ..и 1ЮС Hl

50 х I

20

____                            -БА-бокса

' ' 'ИЧСч - >е гон ’1ГО.ГО' ■ ; 1 •< е

”i I ю Н

5(1

в ф ы во за in 11 ще иное,       с оо т ве i <. i и у i« mice

классу а *рь1воопасной тоны В-1Л (НУ')); категория взрывоопасности и i руипа ыфык’онленых смесей - IIA-I3 но НИ Г Р ' • ' но. |......ОСТ Р 51 тЗо । 1 -49.

[Ч х Г Р 5 I 330. ’ 9-99;

<"’||К Ч' 'MI.IIII МПГО

У и УХ.Я. категория размещения I по IЧ. )(У ] [5 j 50—69

Хаг и. чрие 1ика окре жав iiic < ере иг - ■cvitvp.nyp.i во г iy \ I. ।

от мину с 45 (У I) и от минус 60 (УХ.Г11)

до плюс 40

до 100

34500

<■

-о-столпе н.ная в мжи<кin в, - щу\а.'б.

rioKwre.iit на |елн<сти

-средняя нар<)бо1к<1 на oik.i i по функциям измерений и определении нард мер. и* ч. t е менее

гор, к службы, го-i. нс менее

Знак утверждения типа

наносится на металлические таблички, укрепленные па ТБ и Б Ч-Зчм.^.ч чсш,.’ м . мичечкого травления или аппликацией, а также типографским или ины. ч щ.щ.О, .м - ни ипз и, и «\ цц.и\ руководства по эксплуатации и нас порта, с указание' i номера го..,ы > -.,го1 го 1...Ч , i терт lenii,! , ина средства намерений и даты его выдачи.

Основные средства, применяемые при поверке:

1. Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А ТУ 4.581-031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала (0 - 25) мА. Пределы допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения сокового сигнала ~ 0.003 мА.

2. Частотомер электронно-счетный 43-38 ЕЭ 2,721.087ТУ. Диапазон измерений интервалов времени (0.000001 - 10000) с. Пределы допускаемой относительной uoi рсшнос ги измерения интервала времени ± 2.5x1 О'7 %.

3, Генератор сигналов низкочастотный прецизионный Гл-110 гк.» ГОСТ 10501-81. Диапазон измерений (0.01 - 1999999,99) Гц. Пределы допускаемой относительной погрешности ± 5x10 ! %.

4. Установка поверочная расходомерная <<031 LA» ОМА-2,140.00.00. Диапазон воспроизведения массового расхода жидкости (414 - 83332.8) кг/ч. предел допускаемой относительной погрешности не более + 0.5 %. Диапазон воспроизведения объемного расхода газа в стандартных условиях (0.6! 2 - 187.2) м'.Ч предел допускаемой относительной погрешности нс более ± 1.6 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСП. Количество извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Методика выполнения измерений измерительными установками «ОЗНА МАССОМЕР», УМ.00.00.00.000 И5.

Свидетельство об аттестации N? 109706-08 от 28.03.2008 г., в федеральном реестре зарегистрировано под № ФР. 1 ..29.2008.04765.

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

2 ГОСТ Р 51330.0-99 (М9К6007О-0-98) «Электрооборудование взрыпезащищенное. Часть 0. Общие требования».

3 ГОСТ Р 51330,1-99 (МЭК60079-1-98) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».

4 «Инструкция по монтажу электрооборудования, силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон» ВСН 33274'МНСС,

5 Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Технические условия ТУ3667-088-00135786-2007.

Рекомендации к применению

Выполнение государственных учетных операций.