Назначение
Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К предназначены для косвенных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее -сырая нефть), массы сепарированной безводной нефти (далее - обезвоженная нефть) и объема свободного нефтяного газа (далее - нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти, обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).
Описание
Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К (далее - установки) включают в себя технологический блок (далее - ТБ), аппаратурный блок (далее - БА) и комплект средств жизнеобеспечения.
В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный горизонтальный сепаратор (далее - сепаратор).
Камеры сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.
Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из газожидкостной смеси, поступающей в циклон, 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 которого 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 (или расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.
В зависимости от варианта компоновки конкретного образца установки, упомянутые выше функции могут достигаться путем установки электроуправляемого крана (клапана) на жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода - на газовом трубопроводе.
Вариант компоновки конкретного образца установки выбирается на этапе включения его в производственную программу, в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, указанных в опросном листе.
При этом, в зависимости от диапазона значений величины расхода (дебита) сырой нефти и нефтяного газа, измерения могут производиться в непрерывном или циклическом режимах.
В зависимости от количества подключаемых к установке нефтяных скважин, измерения могут производиться постоянно или периодически.
При выпуске из производства на жидкостном трубопроводе монтируются турбинные счетчики ТОР и трубные катушки, соответствующей конфигурации, под кориолисовые массовые счетчики (расходомеры) и влагомеры, позволяющие пользователю установить, при необходимости, эти приборы в процессе эксплуатации установки.
При этом, измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся косвенным методом с использованием показаний счетчика ТОР по объему сырой нефти и лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти - массы пробы, объема обезвоженной нефти и пластовой воды в этой пробе и их плотности, введенных в память блока измерений и обработки информации (далее - БИОИ).
На жидкостном трубопроводе монтируется пробоотборник, выполненный по ГОСТ 2517-85 и измерительный преобразователь температуры.
На газовом трубопроводе монтируются кориолисовые массовые счетчики (расходомеры), а также измерительные преобразователи давления, манометры и штуцер для отбора проб газа.
При этом измерения объема нефтяного газа производятся косвенным методом с использованием показаний кориолисового массового счетчика (расходомера) по массе нефтяного газа и лабораторных данных по его плотности, введенных в память БИОИ.
Экспликация основных комплектующих средств измерений приведена в Таблице 1.
Таблица 1
| № п/п | Наименование | Регистрационный номер в Госреестре СИ |
| 1 | Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» CMF, T, F, R | 13425-06 |
| 2 | Счетчики-расходомеры массовые «Rotamass» RCCS (T) 34-39/IR | 27054-09 |
| 3 | Расходомеры массовые «Promass» E, I, F | 15201-07 |
| 4 | Счетчики жидкости массовые «МАСК»-20, 50, 100 (вариант 1) | 12182-09 |
| 5 | Счетчики жидкости турбинные «ТОР» | 6965-03 |
| 6 | Влагомеры сырой нефти «ВСН-2» | 24604-07 |
| 7 | Влагомеры сырой нефти «ВСН-АТ» | 42678-09 |
| 8 | Влагомеры нефти поточные «ПВН-615.001» | 39100-09 |
| 9 | Влагомеры сырой нефти «BOECH» | 32180-06 |
Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа. В том числе:
- измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измерений 6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ± 0,5 %;
- измерительные преобразователи температуры с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5 °С;
- манометры показывающие с пределами измерений от 0 до 6 МПа, класса точности не ниже 1,5.
Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ), байпасный трубопровод и выходной коллектор.
Измерительный трубопровод ПСМ (трубопровод, по которому газожидкостная смесь поступает в циклон сепаратора) и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой. На измерительном трубопроводе ПСМ также монтируются статический смеситель и пробоотборник .
Байпасный трубопровод и выходной коллектор оборудованы патрубками для подключения передвижных измерительных установок.
В состав БА входит БИОИ и шкаф силовой (далее - ШС).
Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее - ТБ и БА-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию
Установки могут выпускаться в вариантах климатического исполнения У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.
Технические характеристики
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).
Рабочее давление, МПа (кгс /см2), не более ....................4,0 (40).
Вид входных/выходных сигналов БИОИ :
- унифицированные токовые сигналы, мА....................от 0 до 20;
- дискретные: «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»;
- импульсные.
Коммуникационные каналы:
- RS485 ..............................протокол Modbus (мастер)
- RS232S/485 ....................... протокол Modbus (подчиненный)
Пределы допускаемой относительной погрешности, % :
БИОИ при:
- измерениях унифицированных токовых сигналов .................± 0,5;
- измерениях интервалов времени ..........................± 0,15;
- измерениях числа импульсов ............................± 0,15;
- обработке информации ................................± 0,05.
Установок (в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005):
при измерениях:
- массы и среднего массового расхода сырой нефти
- массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:
до 70%
от 70% до 90%
с выше 90% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной и аттестованной в установленном порядке;
- объема и среднего объемного расхода нефтяного газа
Исполнение электрооборудования:
- ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1а (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.5, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;
- БА-бокса ................................общепромышленное.
Параметры питания электрических цепей:
- род тока .................................... переменный;
- напряжение, В ...................................380/220;
- допустимое отклонение от номинального напряжения, % . . . от минус 10 до плюс 15;
- частота, Гц ......................................50 ± 1;
- потребляемая мощность, кВ^А, не более........................20.
Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки) ................................1, 2, 4, 6, 8, 10, 14.
Габаритные размеры и масса блоков - в зависимости от типоразмера и варианта исполнения установки.
Показатели надежности:
- средняя наработка на отказ по функциям измерений
и определений параметров, ч, не менее ........................34500.
- срок службы, лет, не менее ................................10.
Характеристика рабочей среды:
- рабочая среда - газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, газ);
- температура рабочей среды °С ................... от плюс 5 до плюс 60;
- минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтяных скважин), МПа (кгс/см2) ................................0,3 (3,0);
- содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных .......... от 0 до 100;
- максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в нормальных условиях - газовый фактор, м3/т ...........................150;
- минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3.газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 ...................................0,1;
- содержание механических примесей, мг/л, не более
- содержание парафина, % объемных, не более
- содержание сероводорода, ppm (% объемных), не более ............400(2,0);
- кинематическая вязкость сырой нефти, 10-6 м2/с (сСт), не более
Характеристика окружающей среды:
- температура окружающего воздуха, °С ...... от минус 45 (У1) и минус 60 (УХЛ1)
до плюс 40;
- относительная влажность окружающего воздуха, % ................ до
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на ТБ и БА-боксах, методом фотохимического травления 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
Комплектность поставки соответствует таблице 2.
Таблица 2
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Установка измерительная комбинированная «ОЗНА-МАССОМЕР-*»-К-ХХХХ-ХХ в том числе: Блок технологический Блок аппаратурный Комплекты Комплект запасных частей, инструментов и при надлежностей (далее - ЗИП) Комплект эксплуатационных документов (РЭ, ПС, МП) Комплект монтажных частей (далее - КМЧ) | 1 1 1 1 1 1 | ** ** ** Согласно ведомости ЗИП * *_______________ЗИ Согласно ведомости эксплуатационных документов * *______________ВЭ Согласно ведомости КМЧ * * КМЧ |
| Примечания: 1 , ХХХХ-ХХ - обозначение установки, в соответствии с приложением А к ТУ 3667-095-00135786-2009. 2 ** - обозначение конструкторской документации. |
Поверка
осуществляется по документу УМК.00.00.00.000 И1 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К. Методикой поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в марте 2010 года.
Основные средства, применяемые при поверке:
1. Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А ТУ 4381-031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала 0...25 мА Пределы допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ±0,003мА
2. Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 РЛПА 411218.001ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001.100с Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения интервала времени ±8х10-6 с.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методах измерений
Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. МВИ косвенным методом массы сырой нефти и массы сырой нефти без учета воды с применением измерительных комбинированных установок "ОЗНА-МАССОМЕР"-К». Свидетельство об аттестации № 490710 от 05.03.2010 г., в федеральном реестре зарегистрировано под № ФР.1.29.2010.06982.
Нормативные документы
ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности»
ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности»
ПБ 08-624-04 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К. Технические
условия ТУ3667-095-00135786-2009
