Назначение
Установки измерительные «ОЗНА-Vx» (далее - установки) предназначены для автоматического измерения дебита группы нефтегазодобывающих скважин по массе брутто нефти (сырой нефти), массе брутто нефти за вычетом массы воды, массе нетто нефти и по объему попутного нефтяного газа без сепарации продукции посредством поочередного подключения нефтегазодобывающих скважин к расходомеру(ам) многофазному(ым) Phase Watcher Vx и (или) Vx Spectra (далее - расходомеры Vx).
Описание
В установке используется бессепарационный прямой метод динамических измерений, основанный на использовании комбинации трубы Вентури и гамма-измерителя фракций, в спектре излучения которого используются два характерных энергетических пика. 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 измерения абсолютного и дифференциального давлений, а также температуры потока, используются датчики с цифровым выходом. 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.
Для учета неоднородности потока сырой нефти по времени и по сечению, расходомер производит измерения параметров потока с частотой 45 Гц. Результаты, накопленные в течение
1 с, в дальнейшем подвергаются статистической обработке. Результаты измерений расходов фаз потока и его фракций сохраняются в памяти управляющего компьютера.
Для регистрации накопленных за определенный интервал времени значений массы сырой нефти, нефти и воды, а также объема газа 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 один или несколько расходомеров Vx 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 исполнения установки выбирается на этапе анализа условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.
В состав ТБ могут входить:
- расходомеры многофазные Vх (зарегистрированы в Госреестре СИ под № 42779-09);
- расходомеры многофазные Vx 88 (зарегистрированы в Госреестре СИ под № 48745-11);
- расходомеры многофазные Vx Spectra (зарегистрированы в Госреестре СИ под № 60560-15);
- переключатель скважин ПСМ или БПС;
- привод гидравлический ГП-1М;
- линия байпасная;
- коллектор общий;
- входные и выходные линии для последовательного подключения эталонов;
- дренажная линия;
- фильтр;
- клапан обратный;
- система жизнеобеспечения (отопление, освещение и вентиляция);
- система определения загазованности и оповещения;
- система пожарной сигнализации;
- система охранной сигнализации.
БА осуществляет сбор, обработку, регистрацию, отображение,, хранение полученных результатов измерений в архиве и их передачу в АСУТП верхнего уровня, а также управляет контрольно-измерительными приборами, автоматикой, системой жизнеобеспечения, охранной и пожарной сигнализацией.
В состав БА входят:
- шкаф силовой;
- блок измерений и обработки информации;
- система жизнеобеспечения (отопление, освещение и вентиляция);
- система пожарной сигнализации;
- система охранной сигнализации.
Номенклатура контроллеров, применяемых в установках, приведена в таблице 1
Т а б л и ц а 1 - номенклатура применяемых контроллеров
| № п/п | Наименование, тип | Регистрационный номер в Г осреестре СИ |
| 1 | Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 | 50107-12 |
| 2 | Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5209, 5232, 5305 | 56993-14 |
| 3 | Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator | 17444-11 |
| 4 | Контроллеры логические программируемые ОВЕН ПЛК 150 и ОВЕН ПЛК 154 | 36612-13 |
| 5 | Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500eCo | 51396-12 |
| 6 | Системы управления модульные B&R Х20 | 57232-14 |
| 7 | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 | 15772-11 |
| 8 | Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 |
| 9 | Контроллеры ControlWave Micro | 27242-09 |
| 10 | Системы ввода-вывода распределенные Fastwel I/O | 58557-14 |
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) установок реализован в блоках измерения и обработки информации (далее - БИОИ), выполненных на базе программируемых логических контроллеров (далее - ПЛК).
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 в течение одного месяца;
- 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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SP32.V^001 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 01.хххххх* |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | УУУУ .0024 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Примечание: хххххх - номер подверсии из шести десятичных цифр - идентификатор для поиска исходных текстов сборки в автоматизированной системе контроля версий Subversion, используемой производителем, может быть любым; * yyyy - 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 «Рекомендации по метрологии. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Параметры измеряемой среды
| Наименование параметра | Значение |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Рабочее давление, МПа, не более | 34,5 |
| Диапазон температур рабочей среды, °С | от минус 40 до плюс 150 |
| Диапазон содержания объемной доли воды в сырой нефти, % | от 0 до 100 |
| Диапазон содержания объемной доли свободного нефтяного газа, % | от 0 до 100 |
| Содержание механических примесей, мг/л, не более | 3000 |
Т а б л и ц а 4 - метрологические характеристики установок
| Пределы допускаемой относительной погрешности |
| При измерении массы брутто нефти и массового расхода, %, не более | ±2,5 |
| При измерении объема и объемного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, %, не более | ±5,0 |
| При измерении массы брутто нефти без учета воды и массового расхода, %, не более | При объемной доле воды в сырой нефти: - до 70% - от 70 до 95% - свыше 95% | ±6,0 ±15,0 не нормируется |
| При измерении массы нетто нефти и массового расхода, %, не более | При объемной доле воды в сырой нефти: - до 70% - от 70 до 95% - свыше 95% | ±6,8 ±16,6 не нормируется |
Основные технические характеристики установок определяются входящими в состав расходомерами Vx.
Т а б л и ц а 5 - технические характеристики установок при применении различных модификаций расходомеров Vx
| Характеристики | 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 |
| 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 | - | - | - |
| 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 | - | - | - |
| Объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 320 до 9000 | от 790 до 20700 | от1450 до 37800 | от 3550 до 97 000 | от 5830 до 280 000 | - | - | - |
| Максимальный объемный расход сырой нефти при рабочих условиях, м3/ч (перепад давления 0,5 МПа) | - | - | - | - | - | 82 | 254 | 730 |
| Максимальный объемный расход сырой нефти при рабочих условиях, м3/ч (перепад давления 0,005 МПа) | - | - | - | - | - | 6 | 18 | 70 |
| 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 минус 40 до плюс 121 | от минус 20 до 150 |
| Температура окружающей среды, °С | от минус 40 до плюс 85 | от минус 20 до плюс 85 |
| Вязкость жидкой фазы в рабочих условиях | от 0,0001 до 2,0000 Па*с | от 0,1 до 2000с С т |
| Содержание воды в потоке (WLR), % | от 0 до 100 |
| Объемное содержание газа в потоке (GVF), % | от 0 до 100 |
| Параметр | Значение |
| род тока | Переменный |
| напряжение, В | 380/220 |
| допустимое отклонение от номинального напряжения, % | от минус 15 до плюс 10 |
| частота, Гц | 50 ± 0,4 |
| потребляемая мощность, кВ • А, не более | 20 |
Средняя наработка на отказ, ч, не менее 131400
Срок службы, лет, не менее 20
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на БТ и БА-боксах, 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 7 - Комплектность поставки
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Установка измерительная | 1 | В соответствии с заказом |
| «ОЗНА-Vx» - ХХХ-ХХХХ | |
| в том числе: | | |
| - технологический блок | 1 | |
| - аппаратурный блок* | 1 | |
| - блок переключения* | 1 | |
| Комплекты | | |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) | 1 | Согласно ведомости ЗИП |
| Комплект эксплуатационных документов (РЭ, ПС, | 1 | Согласно ведомости |
| МП) | | эксплуатационных документов |
| Комплект монтажных частей (далее - КМЧ) | 1 | Согласно ведомости КМЧ |
* по специальному заказу
Поверка
осуществляется по документу УМШ.00.00.00.000И1 «ГСИ. Инструкция. Установки измерительные «ОЗНА-Vx». Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 08.06.2015 г.
Средства поверки:
• Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ 195-2011;
• рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»;
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в разделе 3 документа «Установки измерительные «ОЗНА-Vx» Руководство по эксплуатации УМШ00.00.00.00.000 РЭ». Свидетельство об аттестации № 01.00257 - 2013/13009-15 от 19.06.2015г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «ОЗНА-Vx»
1. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
2. ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»;
3. ТУ 3667-094-00135786-2009 «Технические условия «Установки измерительные «ОЗНА-Vx».
61424-15: Описание типа СИСкачать117.7 Кб