Установки измерительные ОЗНА-Импульс. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Установки измерительные ОЗНА-Импульс

Основные
Тип ОЗНА-Импульс
Год регистрации 2010
Дата протокола Приказ 1108 п. 01 от 22.07.2014Приказ 1532 п. 42 от 27.12.2013Приказ 1059 п. 01 от 27.11.201203д4 от 29.07.10 п.383
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 34215
Примечание 22.07.2014 Внесены изменения в описание типа27.12.2013 продлен срок свидетельства27.11.2012 Изменения в названии организации
Срок действия сертификата 27.12.2018
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ТУ 3667-042-00135786-2003
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

Назначение

Установки измерительные «ОЗНА-Импульс» предназначены для прямых и 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 «ОЗНА-Импульс» (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 вертикальный измерительный сепаратор, нижняя полость которого используется в качестве накопителя сырой нефти, оборудованный горизонтальным газоосушителем и отстойником.

Накопитель и отстойник сырой нефти в свою очередь оборудованы измерительными преобразователями гидростатического давления столба жидкости и карманами для стеклянных термометров, кроме того на отстойнике монтируется измерительный преобразователь температуры, а также может быть смонтирован уровнемер.

На газоосушителе смонтированы показывающий манометр и измерительные преобразователи давления и температуры.

В зависимости от величины содержания пластовой воды в сырой нефти (далее - обводненность нефти), измерительные модули могут быть выполнены по двум компоновочным вариантам: для малообводненной нефти - по первому компоновочному варианту, для высообвод-ненной - по второму.

В измерительных модулях, выполненных по первому компоновочному варианту, на стыке трубопроводов, отводящих сырую нефть из накопителя и нефтяной газ из газоосушителя, монтируется трехходовой кран с электроприводом, а на трубопроводе, отводящем сырую нефть из отстойника - проходной кран с электроприводом.

На входном трубопроводе измерительного модуля, выполненного по второму компоновочному варианту, монтируется трехходовой кран с электроприводом, обеспечивающий поочередную подачу газожидкостной смеси от скважины в сепаратор и отстойник.

На стыке трубопроводов, отводящих сырую нефть из накопителя и отстойника, а также нефтяной газ из газоосушителя, монтируется четырехходовой кран с электроприводом, обеспечивающий поочередное подключение этих трубопроводов к выходному трубопроводу измерительного модуля.

В зависимости от газосодержания (величины газового фактора) в продукции подключаемых к установке скважин, измерительный модуль может быть оборудован предварительным сепаратором (при большом газосодержании) или на трубопроводе, отводящем нефтяной газ, может быть смонтирован регулятор перепада давления (при чрезвычайно малом газосодер-жании).

В зависимости от выбранного способа определения обводненности на трубопроводе, отводящем сырую нефть из отстойника, может быть смонтирован влагомер.

Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель скважин многоходовой, байпасный трубопровод и выходной коллектор.

В состав БА входят блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ) и шкаф силовой.

Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее - ТБ и БА-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию.

По признаку максимальной пропускной способности установки имеют четыре варианта исполнения.

По признаку количества подключаемых скважин установки имеют семь вариантов исполнения.

Установки могут выпускаться в вариантах климатического исполнения У и УХЛ, категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

В основу принципа действия установок заложен гидростатический метод измерений, в соответствии с п.8.4.2.4 ГОСТ Р 8.615-2005.

Измерения производятся путем заполнения сырой нефтью накопителя сепаратора, измерения гидростатического давления ее столба, вычисления массы, объема и последующего слива из накопителя - замещения нефтяным газом.

При сливе пробы, предварительно отобранной в отстойник, с помощью влагомера, расчетным (по соответствующему алгоритму) или лабораторным способом измеряется обводненность нефти и на основе этих данных вычисляется масса пластовой воды и масса обезвоженной нефти.

Эквивалентом объема нефтяного газа в рабочих условиях является вычисленный ранее объем сырой нефти, которую он замещает при ее сливе из накопителя сепаратора.

Приведение объема нефтяного газа к нормальным условиям производится по ГОСТ 2939-63.

Для вычислений массового расхода сырой нефти, обезвоженной нефти и объемного расхода нефтяного газа дополнительно измеряется время заполнения и опорожнения отстойника.

Технические характеристики

Таблица 1

Наименование

Значение

Максимальное значение среднего массового расхода (максимальная пропускная способность) сырой нефти (водо-нефтяной смеси), в зависимости от типоразмера установки,     кг/ч (т/сут)

6666 (400), 31250(750) , 62500 (1500), 83333 (2000)

Газовый фактор, м3/т, не более:

- для исполнения измерительного модуля без предварительного сепаратора

- для исполнения измерительного модуля с предварительным сепаратором

100

150

Рабочее давление, МПа (кгс /см2), не более

4,0 (40)

Вид входных/выходных сигналов БИОИ: - унифицированные токовые сигналы, мА - дискретные

от 0 до 20

«сухой» контакт или «переход коллектор-эмиттер транзистора»

Коммуникационные каналы: - RS485

-RS232S/485

протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный)

Пределы допускаемой относительной погрешности, %, не более

БИОИ при:

- измерениях унифицированных токовых сигналов

- измерениях интервалов времени

- обработке информации

± 0,5

± 0,15

± 0,05

Наименование

Значение

Комплектующих средств измерений:

- измерительных преобразователей давления

±0,5

- измерительных преобразователей температуры

±1,0

- измерительных преобразователей гидростатического давления столба жидкости

±0,25

- измерительных преобразователей уровня сырой нефти (при высоте уровня взлива не менее 720 мм)

±0,7

- влагомеров, по поддиапазонам объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:

до 70%

±5,0

от 70% до 95%

±10,0

При измерениях вместимости накопителя и отстойника сырой нефти

±0,3

При определениях коэффициентов: - объема

±1,0

- массы

±1,0

- плотности

±1,0

Установки (в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005): при измерениях

- массы и среднего массового расхода сырой нефти

±2,5

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

до 70%

±6,0

от 70% до 95%

±15,0

свыше 95%

в соответствии с методикой выполне-

- объема и среднего объемного расхода нефтяного газа

ния измерений, утвержденной и аттестованной в установленном порядке ±5,0

Исполнение серийно изготавливаемого электрооборудования, размещаемого:

- в ТБ-боксе

взрывозащищенное, соответствующее

- в БА-боксе

классу взрывоопасной зоны В-1 А согласно «Правилам устройства электроустановок». Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - IIA-ТЗ по ГОСТ Р 51330.1199, ГОСТ Р 51330.19-99 обыкновенное

Параметры питания электрических цепей: - род тока

переменный

- напряжение, В

380/220

- допустимое отклонение от номинального напряжения, %

от -15 до +10

- частота, Гц

50 ±1

- потребляемая мощность, кВ^А, не более

20

Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки)

от 1 до 14

Наименование

Значение

Г абаритные размеры и масса блоков

в соответствии с конструкторской документацией на конкретный вариант исполнения установки

Установки должны оставаться в работоспособном состоянии при изменении температуры окружающего воздуха от -45°С (У1) и -60°С (УХЛ1) до +40°С при относительной влажности до 100%.

Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее

17500

Срок службы, лет, не менее

8

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 «ОЗНА-Импульс»-ХХХХ-ХХ в том числе:

1

В соответствии с заказом

- блок технологический

1

- блок аппаратурный

Комплекты

Комплект запасных частей, инструментов и принадлеж-

1

ностей (далее - ЗИП)

1

Согласно ведомости ЗИП

Комплект эксплуатационных документов (РЭ, ПС, МП)

1

Согласно ведомости эксплуатационных документов

Комплект монтажных частей (далее - КМЧ)

1

Согласно ведомости КМЧ

Поверка

осуществляется по документу ИМП.00.00.00.000И1 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-Импульс» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в декабре 2008 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 ±0,003 мА.

2. Частотомер электронно-счетный Ч3-83 РЛПА411218.001ТУ. Диапазон измерения интервалов времени от 0,0000001 до 100 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерениях интервалов времени ±0,000008 с.

3. Образцовые мерники II разряда ГОСТ 8.400-80. Вместимость 100; 20; 5 и 2 дм3. Пределы допускаемой относительной погрешности ±0,1%.

4. Колбы I класса, цилиндры ГОСТ 1770-74. Вместимость и количество подбирается при поверке.

5. Денсиметры общего назначения рабочие эталоны 1 разряда по ГОСТ 8.024-2002. Пределы     измерений от 650 до 2000 кг/м3 . Пределы допускаемой абсолютной погрешности

±0,1 кг/м3.

6. Термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 ГОСТ 28498-90. Диапазон измерений от 0 до 55°С. Цена деления 0,1°С.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений регламентирован в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика выполнения измерений массы сырой сепарированной нефти, массы нефти и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными «ОЗНА-ИМПУЛЬС». Свидетельство об аттестации №   65506-07 от 24.04.2007 г., в федеральном реестре зарегистрировано под

№ ФР.1.29.2007.03512.

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 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Установки измерительные «ОЗНА-Импульс». Технические условия ТУ 3667-04200135786-2003

Развернуть полное описание