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
