Системы измерений количества нефти и газа ОЗНА-ИС2. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Системы измерений количества нефти и газа ОЗНА-ИС2

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 75
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

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.

Описание

Принцип действия систем «ОЗНА-ИС2» 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-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) 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 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 измерительно-вычислительном контроллере. 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 «ЭМИС - МАСС 260»;

-    счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;

-    счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;

-    расходомеры массовые Promass;

-    расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400.

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 объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, состоящий 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), в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих СИ:

-    счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;

-    счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС - МАСС 260»;

-    счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;

-    счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;

-    расходомеры массовые Promass;

-    расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400.

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 -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 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 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-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.

Т а б л и ц а 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)

yyyy .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

Т а б л и ц а 2 - Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Измеряемая среда

нефтегазоводяная смесь

Давление измеряемой среды, МПа, не более

16

Диапазон температур измеряемой среды, °С

от -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

Т а б л и ц а 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 расход и массы сырой нефти без учета воды, %, не более

-    при содержании объемной доли воды до 70 % включ.

-    при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % включ.

-    при содержании объемной доли воды свыше 95 %

±6,0 ±15,0 не нормируется

Наименование характеристики

Значение

характеристики

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

Т а б л и ц а 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

Т а б л и ц а 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, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.

Комплектность

Т а б л и ц а 6 - Комплектность поставки

Наименование

Кол-во

Примечание

Система измерений количества нефти и газа

«ОЗНА-ИС2»

в том числе комплекты:

1

В соответствии с заказом

Комплект основных средств измерений Шкаф управления

Комплект вспомогательных средств измерений

1

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:

ХХХ-ХХХХ - обозначение системы.

*

- поставляется по отдельному заказу

Поверка

осуществляется по документу МП 0833-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 августа 2018 года.

Основные средства поверки:

-    Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

-    рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей по ГОСТ 8.637-2013. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

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

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

ГОСТ 8.637-2013. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

БДМА.407932.023. Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». Технические условия

Развернуть полное описание