Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» реализуются путем модернизации находящихся в эксплуатации установок автоматизированных типа «Спутник» (далее - установки-реципиенты), выпущенных ОАО «АК ОЗНА» по техническим условиям (далее - ТУ) ТУ 3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-014-00135786-99, ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85) или установок-реципиентов, выпущенных по ТУ других производителей.

Установки-реципиенты подвергаются техническому освидетельствованию в соответствии с рекомендациями по метрологии Р 50.2.052-2006. Подвергаются ремонту (при необходимости) и модернизации по ТУ 3667-089-00135786.УК-2007. Вариант модернизации - 1 (далее - ВМ1).

После модернизации, в соответствии с рекомендациями Р 50-601-12-89, в структуру условного обозначения конкретной установки-реципиента включается аббревиатура - «ОЗНА-ВМ1», в наименование включается признак - «измерительная».

Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1»  (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 двухкамерный горизонтальный сепаратор.

Камеры двухкамерных сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из газожидкостной смеси, а также для осушки нефтян ого газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происходит вторичное выделение нефтяного газа.

Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода нефтяного газа (газового трубопровода).

Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством.

Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью рычагов и тяги.

На трубопроводе для отвода сырой нефти (жидкостном трубопроводе) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.

Система: поплавок - заслонка - регулятор расхода служит для обеспечения возможности накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через расходомеры-счетчики (далее -счетчики) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.

Измерения могут производиться в непрерывном или циклическом режимах.

В качестве регуляторов расхода могут использоваться клапана или шаровые краны.

Причем, в зависимости от диапазона значений величины расхода (дебита) сырой нефти и нефтяного газа, регуляторы расхода могут устанавливаться и на жидкостном и на газовом трубопроводе.

В измерительном модуле для измерений массы и массового расхода сырой нефти используются кориолисовые массовые счетчики различных моделей фирм-производителей: Emerson Process Management, Fisher-Rosemount (США, Голландия), Rota Yokogawa, Endress+HauserGmbH+Co.KG (Германия) и ПО «Нефтегазовые системы» (Россия).

Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются кориолисовые массовые счетчики тех же фирм-производителей, а также вихревые счетчики Fisher-Rosemount, ИПФ «Сибнефтеавтоматика» и ГК «Эталонприбор» (Россия).

Сепараторы оборудуются манометрами и измерительными преобразователями давления и темп ературы .

Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти измерительные модули могут комплектоваться влагомерами ВОЕСН ПО «Нефтегазовые системы», ВСН-ПИК ЗАО «ПИКиКо» или F «Phase Dynamics». Обводненность нефти может также определяться лабораторным (расчетным) методом.

В зависимости от совокупности основных средств измерений, применяемых при модернизации, образующих комплексы средств измерений (далее - КСИ), установки имеют 54 исполнения, которые представлены в таблице 1.

КЛАССИФИКАТОР

комплексов средств измерений установок автоматизированных измерительных «Спутник-ОЗНА-ВМ1»

Таблица 1

Пример записи обозначения установки автоматизированной измерительной, выполненной на базе установки-реципиента «Спутник АМ-40-10-400» и комплекса средств измерений №1: «Спутник-ОЗНА-ВМ1»-Е1-400.

Примечание.

1 Конкретные модели средств измерений, входящие в состав комплекса средств изме-рений, указываются при заказе в разделе «Дополнительные требования» опросных листов.

2 Допускается включать в состав комплекса средств измерений влагомеры RFM фирмы «ROXAR» или RED EYE фирмы «WEATHERFORD», имеющие метрологические характеристики не хуже, чем у указанных в графе 4 таблицы.

Экспликация основных средств измерений

Таблица 2

Примечания.

• 1.    Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа.

В том числе :

- измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измерений 6 МПа (для установок с Рр = 4,0 МПа ) и пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 0,5%;

• -      измерительный преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до 100°С и пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 1% (на газовый трубопровод допускается не устанавливать);

• - манометры показывающие с пределами измерения 0-6 МПа, класса точности не ниже 1,5.

Исполнение измерительных преобразователей давления и температуры -взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1 А по ПУЭ.

• 2.  Установки вместо влагомеров могут комплектоваться трубными катушками соответствующей конфигурации. При этом обеспечивается резервный канал связи с блоком измерений и обработки информации, для последующей установки влагомера пользователем. До установки влагомера содержание воды в рабочей среде блоком измерений и обработки информации определяет расчетным путем или она определяется лабораторным способом.

• 3. На измерительном трубопроводе переключателя скважин многоходового и жидкостном трубопроводе сепаратора монтируются пробоотборники по ГОСТ 2517-85. По согласованию с владельцем установки-реципиента, на жидкостном трубопроводе сепаратора может быть оставлен существующий счетчик ТОР (регистрационный номер в Госреестре 6965-03) или заменен соответствующей трубной катушкой.

Сокращения, принятые в экспликации основных средств измерений:

ЕМ-FR - «Emerson Process Management, Fisher

RY    - «Rota Yokogawa GmbH& CO.KG»

ЕН    - «Endress+Hauser GmbH+Co.KG»

НГС   - ПО «Нефтегазовые системы»

PhD    - «Phase Dynamics»

По признаку номинальной пропускной способности установки имеют два варианта исполнения.

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

В состав БА входят блоки измерений и обработки информации (далее - БИОИ) производства «АК ОЗНА» и блоки силового управления установок-реципиентов.

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

Установки имеют два варианта климатического исполнения: У и УХЛ категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

В состав монтируемого оборудования при ремонте и модернизации (далее - ОРМ) входит комплект монтажных частей (далее - КМЧ) и КСИ.

Состав ОРМ определяется дефектной ведомостью и спецификацией к хоздоговору.

Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти (номинальная пропускная способность) в зависимости от типоразмера установки-реципиента, кг/с (т/сут) .........................................................4,63(400), 17,4(1500).

Рабочее давление, МПа (кгс /см²), не более .....................................4,0 (40).

Максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти - газовый фактор, м³/т (в стандартных условиях):

• - без замены, при модернизации, сепаратора установки-реципиента

• - с заменой (или доработкой) сепаратора установки-реципиента

Минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в газожидкостной смеси

в рабочих условиях, м³/м³

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)

Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ, %, не более, при:

• - измерениях унифицированных токовых сигналов................................

  . ±0,5 ±0,15 ±0,15 . 0,05

• - измерениях интервалов времени ..............................................

• - измерениях числа импульсов ................................................

• - обработке информации .....................................................

Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, не более, при:

а) измерениях массы сырой нефти .............................................

б) измерениях массы обезвоженной нефти, по поддиапазонам содержания пластовой воды в сырой нефти:

до 70 % ..................................................................

от 70 % до 95 % ...........................................................

свыше 95% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной и аттестованной в установленном порядке;

в) измерениях объема нефтяного газа ............................................. ±5,0

Исполнение электрооборудования установок-реципиентов и вновь устанавливаемого электрооборудования:

- ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1А (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;

- БА-бокса ..................................................... общепромышленное.

Остальные технические характеристики - в соответствии с эксплуатационной документацией установок-реципиентов.