Назначение
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» (далее - установки) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа как сепарационным методом, так и бессепарационным методом измерений путем подключения скважины к измерительной установке «ОЗНА-МАССОМЕР» или к расходомеру(ам) многофазному(ым^х, Vx 88, Vx Spectra (далее -расходомер Vх).
Описание
В установках используются сепарационный и бессепарационный методы измерений.
Сепарационный метод измерений основан на применении установки измерительной «ОЗНА-МАССОМЕР», в состав которой входят нефтегазовый сепаратор, расходомеры жидкости массовые, расходомеры газа массовые или объемные, влагомеры, преобразователи температуры и давления.
Сепаратор выполнен в виде одного цилиндра или двух, расположенных один над другим, оборудован циклоном, который является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из нефтегазоводяной смеси, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников. Конструкция сепаратора также обеспечивает сбор и отстой сырой нефти, в процессе которого происходит выделение из нефти растворенного газа.
Регулирование циклов накопления и слива нефтегазоводяной смеси и величины расхода через расходомеры-счетчики сырой нефти и нефтяного газа осуществляется двумя способами:
- при помощи заслонки, устанавливаемой в месте подключения трубопровода для отвода нефтяного газа (газовая линия) и поплавкового устройства, механически связанных друг с другом с помощью рычагов и тяги. На трубопроводе для отвода сырой нефти (жидкостная линия) устанавливается регулятор расхода.
- электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).
Бессепарационный метод измерений основан на использовании комбинации трубы Вентури и гамма-измерителя фракций. 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 измерений абсолютного и дифференциального давлений, а также температуры потока, используются датчики с цифровым или аналоговым выходным сигналом.
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. Текущие измеряемые значения параметров многофазного потока подвергаются статистической обработке. Результаты измерений расходов фаз потока и его фракций сохраняются в памяти управляющего компьютера. Для регистрации накопленных за определенный интервал времени значений измеряемых параметров 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 установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР» (регистрационный № 34745-09, № 34745-12) и один или несколько расходомеров Vx (регистрационный № 60560-15, №48745-11, №42779-09, № 37076-08), 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 компоновки и исполнения конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.
Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки) от 1 до 24.
БА осуществляет сбор, обработку, регистрацию, отображение, хранение полученных результатов измерений в архиве и их передачу в системы автоматизации верхнего уровня, а также управляет контрольно-измерительными приборами, автоматикой, системой жизнеобеспечения, охранной и пожарной сигнализацией.
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) установок реализован в блоках измерения и обработки информации (далее - БИОИ), выполненных на базе программируемых логических контроллеров (далее - ПЛК).
Номенклатура ПЛК, применяемых в установках, приведена в таблице 1.
| Наименование, тип | Регистрационный номер |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 | 50107-12 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5209, 5232, 5305 | 56993-14 |
| Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator | 65466-16 |
| Контроллеры логические программируемые ОВЕН ПЛК 150 и ОВЕН ПЛК 154 | 36612-13 |
| Контроллеры программируемые логические AC500/S500, AC500eCo/S500eCo | 51396-12 |
| Системы управления модульные B&R Х20 | 57232-14 |
| Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 |
| Контроллеры ControlWave Micro | 27242-09 |
| Модули ввода аналоговые измерительные МВА8 | 31739-11 |
Вид входных/выходных сигналов БИОИ:
- унифицированные токовые сигналы (0-20) мА;
- дискретные, «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»;
- импульсные.
Коммуникационные каналы:
- RS485, протокол Modbus (мастер);
- RS232S/485 протокол Modbus (подчиненный);
- Ethernet протокол Modbus TCP\IP (подчиненный);
- Foundation fieldbus;
- Profibus.
Программное обеспечение
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;
- 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.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установок
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SP32.MVk.001 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 11.140405 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 944С.0024 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 2.
Место пломбирования
Рисунок 2 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 3, 4.
| Таблица 3 - Метрологические характеристики установок |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установок: при измерении массы и среднего массового расхода сырой нефти, %, не более | ±2,5 |
| при измерении объема и среднего объемного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, %, не более | ±5,0 |
| при измерении массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, при объемной доле воды в сырой нефти %, не более | - до 70% - от 70 до 95% - свыше 95% | ±6,0 ±15,0 не нормируется |
| при измерении массы нетто нефти и массового расхода, %, не более | В соответствии с методикой измерений |
аблица 4 - Технические характеристики установок
| При бессепарационном методе измерений |
| Наименование характеристики | Значение |
| 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 |
| Диапазон измерений 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 | - | - | - |
| Диапазон измерений 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 | - | - | - |
| Диапазон измерений объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч | от 320 до 9000 | от 790 до 20700 | от1450 до 37800 | от 3550 до 97000 | от 5830 до 280000 | - | - | - |
| 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 |
| При бессепарационном методе измерений |
| Наименование характеристики | Значение |
| Типоразмеры модификации Vx Spectra | Типоразмеры модификации Phase Watcher Vx |
| Vx19 Vx29 Vx40 Vx65 Vx88 | Vx29 Vx52 Vx88 |
| Температура рабочей среды, °С | от -40 до +121 | от -20 до +150 |
| Температура окружающей среды, °С | от -40 до +85 | от -20 до +85 |
| Вязкость жидкой фазы в рабочих условиях | от 0,0001 до 2,0000 Пас | от 0,1 до 2000,0 сСт |
| Содержание воды в потоке (WLR), % | от 0 до 100 |
| Объемное содержание газа в потоке (GVF), % | от 0 до 100 |
| При сепарационном методе измерений |
| Наименование характеристик | Значение |
| 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) |
| Характеристики рабочей среды: - рабочая среда - рабочее давление, МПа (кгс /см ) - температура рабочей среды, °С - содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных - максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандарт. условиях -газовый фактор, м3/т - минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 - содержание механических примесей, мг/л, не более - содержание парафина, % объемных, не более | нефтегазоводяная смесь от 0,3 до 16,0 (от 3,0 до 160,0) от +1 до +90 от 0 до 100 6000 0,1 3000 15,0 |
| Таблица 5 - Параметры электропитания |
| Параметр | Значение |
| напряжение переменного тока, В | 380/220 |
| допустимое отклонение от номинального напряжения, % | ±10 |
| частота, Гц | 50±0,4 |
| потребляемая мощность, кВ • А, не более | 20 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 34500. |
| Срок службы, лет, не менее | 20. |
Знак утверждения типа
наносится методом лазерной аппликации на металлические таблички, укрепленные на БТ и БА-боксах, 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
Таблица 6 - Комплектность поставки
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР-Ух» -ХХХХ-ХХ в том числе комплекты: | 1 | В соответствии с заказом |
| Методика поверки МП 0449-9-2016 | 1 | |
| 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 установки. * - поставляется по отдельному заказу |
Поверка
осуществляется по документу МП 0449-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 06.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ 195-2011;
- рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, диапазон воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси от 0,1 до 150,0 т/ч с относительной погрешностью от 0,5 % до 1,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 1600,0 м /ч с относительной погрешностью от 1,0 % до 1,5 %.
- рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, диапазон воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси от 0,01 до 150,00 т/ч с относительной погрешностью от 1,5 % до 2,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 6000,0 м /ч с относительной погрешностью от 3,0 % до 5,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса сырой нефти, объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/109-15 от 22.12.2015)
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
ТУ 3667-007-64156863-2014 Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx». Технические условия
67795-17: Методика поверки МП 0449-9-2016Скачать4.8 Мб