Номер по Госреестру СИ: 26011-08
26011-08 Установки измерительные
(ОЗНА-Импульс)
Назначение средства измерений:
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).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится 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.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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 и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «ОЗНА - Импульс»-
1 ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности».
-
2 ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности».
-
3 ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
-
4 Установки измерительные «ОЗНА-Импульс». Технические условия ТУ 3667-04200135786-2003.
Поверка
Поверкаосуществляется 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.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»(ЗАО «ОЗНА - Измерительные системы»)
452600, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60.
Тел. (34767) 9-50-10, Тел/Факс (34767) 9-50-10. e-mail: ms@ozna.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии»
Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32, e-mail: vniirpr@bk.ru
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 высооб-водненной - по второму.
В измерительных модулях, выполненных по первому компоновочному варианту, на стыке трубопроводов, отводящих сырую нефть из накопителя и нефтяной газ из газоосушите-ля, 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 газосо-держании).
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.
Комплектность поставки соответствует таблице 1. Таблица 1
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
Установка измерительная «ОЗНА-Импульс»-ХХХХ-ХХ |
1 |
В соответствии с заказом |
в том числе: | ||
- блок технологический |
1 | |
- блок аппаратурный |
1 |
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
Комплекты Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) |
1 |
Согласно ведомости ЗИП |
Комплект эксплуатационных документов (РЭ, ПС, МП) |
1 |
Согласно ведомости экс- |
Комплект монтажных частей (далее - КМЧ) |
1 |
плуатационных документов Согласно ведомости КМЧ |
Максимальное значение среднего массового расхода (максимальная пропускная способность) сырой нефти (водо-нефтяной смеси), в зависимости от типоразмера установки,
кг/ч (т/сут) ........3 .........6666 (400), 31250(750) , 62500 (1500), 83333 (2000).
Газовый фактор, м3/т, не более:
-
- для исполнения измерительного модуля без предварительного сепаратора . . . . 100
-
- для исполнения измерительного модуля с предварительным сепаратором . . . . 150
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». Коммуникационные каналы:
-
- RS485, протокол Modbus (мастер)
-RS232S/485, протокол Modbus (подчиненный)
Пределы допускаемой относительной погрешности, %, не более
БИОИ при:
-
- измерениях интервалов времени ..........................± 0,15
-
- обработке информации ...............................± 0,05
Комплектующих средств измерений:
-
- измерительных преобразователей гидростатического давления столба
жидкости .....................................± 0,25
-
- измерительных преобразователей уровня сырой нефти (при высоте
уровня взлива не менее 720 мм)
-
- влагомеров, по поддиапазонам объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:
При измерениях вместимости накопителя и отстойника сырой нефти
При определениях коэффициентов :
Установки (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 объемного содержания пластовой воды в сырой нефти :
от 70% до 95%
свыше 95% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной
и аттестованной в установленном порядке ;
- объема и среднего объемного расхода нефтяного газа
Исполнение серийно изготавливаемого электрооборудования , размещаемого:
- в ТБ-боксе - взрывозащищенное , соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1 А согласно «Правил устройства электроустановок». Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - IIA-ТЗ по ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;
-
- в БА-боксе ................................ обыкновенное.
Параметры питания электрических цепей:
-
- род тока ................................... переменный;
-
- напряжение, В ...................................380/220
-
- допустимое отклонение от номинального напряжения, % ........ от минус 15
до плюс 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
Габаритные 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 минус 45°С (У1) и минус 60°С (УХЛ1) до плюс 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