Номер по Госреестру СИ: 61424-15
61424-15 Установки измерительные
(ОЗНА -Vx)
Назначение средства измерений:
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).
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
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.
Т а б л и ц а 2 - идентификационные данные ПО установок
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
SP32.Vх.001 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
01.ХХХХХХ* |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
yyyy*.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»
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится 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.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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
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».
Поверка
Поверкаосуществляется 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»;
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»
(ЗАО «ОЗНА - Измерительные системы»).
452600, Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60.
Тел. (34767) 9-50-10, Тел/Факс (34767) 9-50-10. e-mail: ms@ozna.ru
ИНН 0265037983
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии».Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А. Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32, e-mail: vniirpr@bk.ru.
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 |
Фотография 1 - Общий вид
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
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:
|
±6,0 ±15,0 не нормируется |
При измерении массы нетто нефти и массового расхода, %, не более |
При объемной доле воды в сырой нефти:
|
±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 2000сСт | ||||||
Содержание воды в потоке (WLR), % |
от 0 до 100 | |||||||
Объемное содержание газа в потоке (GVF), % |
от 0 до 100 |
Лист № 6
_________________________________________________________________________Всего листов 7 Т а б л и ц а 6 - Параметры электропитания
20
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