Меню Рубрики

Установка агзу озна массомер

Установки измерительные ОЗНА-МАССОМЕР

Для прямых и косвенных измерений среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти — водо-нефтяной, среднего массового расхода и массы сепарированной безводной нефти и среднего объемного расхода и объема нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Скачать

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 34745-12
Наименование Установки измерительные
Модель ОЗНА-МАССОМЕР
Класс СИ 29.01.04
Год регистрации 2012
Методика поверки / информация о поверке УМ.00.00.00.000 И1 с изменением №1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель Россия
Примечание 22.07.2014 Внесены изменения в описание типа28.03.2014 Внесены изменения в описание типа27.11.2012 Изменения в названии организации20.04.2012 утвержден вместо 34745-07
Информация о сертификате
Срок действия сертификата 20.04.2017
Тип сертификата (C — серия/E — партия) C
Дата протокола Приказ 1089 п. 01 от 22.07.2014Приказ 386 п. 01 от 28.03.2014Приказ 1059 п. 03 от 27.11.2012Приказ 270 п. 01 от 20.04.201203д4 от 29.07.10 п.383
Производитель / Заявитель

ЗАО «ОЗНА — Измерительные системы», г.Октябрьский, Башкортостан

452620, Башкортостан, ул.Северная, 60.Тел.(347)246-01-09

Назначение

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» 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, среднего массового расхода обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Описание

Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе газожидкостной смеси (далее — ГЖС) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее — ТБ) и аппаратурного (далее — БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (ТБ и БА-боксы, обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация).

В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.

Измерительный модуль комплектуется расходомерами жидкости массовыми, расходомерами газа массовыми или объемными, влагомерами, преобразователями температуры и давления.

В качестве основных средств, в измерительном модуле, для измерений массы и массового расхода сырой нефти, могут использоваться кориолисовые массовые счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ±

Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа могут использоваться ко-риолисовые массовые счетчики (расходомеры), а так же вихревые, ультразвуковые и термо-анемометрические (тепловые) счетчики (расходомеры) с пределами основной допускаемой относительной погрешности измерений не более ± 1,5 %.

Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти могут использоваться влагомеры сырой нефти с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 1,0 %, при содержании воды в сырой нефти до 70 % и с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерений не более ± 0,7 % при содержании воды в сырой нефти до 95 %.

Номенклатура применяемых основных средств измерений приведена в таблице 1.

Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.

Основные средства измерений, применяемые в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Регистрационный номер в Г осреестре СИ

Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion»

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass»

Расходомеры массовые «Promass»

Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»

Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIK 600

Регистрационный номер в Г осреестре СИ

Датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные «DYMEТГС-1223»

Расходомеры-счетчики тепловые «t-mass»

Влагомеры сырой нефти «ВСН-2»

Влагомеры сырой нефти «ВСН-АТ»

Влагомеры нефти поточные «ПВН-615.001»

Влагомеры поточные моделей L и F

Измерители обводненности Red Eye, моделей Red Eye 2G и Red Eye Multiphase

Влагомеры сырой нефти «BOECH»

Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM

На жидкостном трубопроводе может предусматриваться трубная катушка для установки (при необходимости) счетчика ТОР (зарегистрирован в Госреестре под № 6965-03).

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

— измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С;

— измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;

— манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 6,0 МПа, класс точности не ниже 1,5.

Одним из элементов измерительного модуля является двухкамерный или однокамерный горизонтальный сепаратор.

Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, а также для осушки нефтяного 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 (далее — газовый трубопровод).

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 (далее — жидкостной трубопровод) 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 счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.

Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электроприводом на жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода — на газовом трубопроводе.

Однокамерные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, комплектуются электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).

Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.

Распределительный модуль включает в себя входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (далее — ПСМ) с измерительным трубопроводом, байпасный трубопровод и выходной коллектор.

Измерительный трубопровод ПСМ и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой.

Байпасный трубопровод и коллектор оборудованы патрубками для подключения передвижных измерительных установок.

В состав БА входит блок измерений и обработки информации (далее — БИОИ) и блок силового управления (далее — БСУ). БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов — не более ± 0,5 %; интервалов времени — не более ± 0,15 %; числа импульсов — не более ± 0,15 %; при обработке информации — не более ± 0,05 %.

Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2.

Основные типы контроллеров, применяемых в установках измерительных «ОЗНА-

Регистрационный номер Г осреестре СИ

Контроллеры ScadaPack32, ScadaPack334, ScadaPack357

Контроллеры SIMATIC S7-300 SIMATIC S7-400 SIMATIC S7-1200

Контроллеры ОВЕН ПЛК150, ОВЕН ПЛК154

Контроллеры Compactlogix, Micrologix1500

Модули ввода аналоговые измерительные МВА8

Программное обеспечение, описание структуры и основных функций.

БИОИ предназначен для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на БСУ.

В процессе измерений, БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.

Комплекс программного обеспечения (далее — ПО) состоит из двух частей:

ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.

После подачи питания на БИОИ встроенное ПО контроллера выполняет ряд самодиаг-ностических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизменности исполняемого кода, путем расчета и публикации контрольной суммы. Неизменность метрологических характеристик ПО и их соответствие методике (методу) измерений определяется путем выполнения серии расчетов над неизменным тестовым набором исходных и конфигурационных данных, добавления метрологически значимых результатов произведенных расчетов к этому набору и расчета контрольной суммы от полученного набора двоичных данных. Значение контрольной суммы визуально представляет собой группу из четырех шестнадцатеричных цифр, отделенную от служебного идентификатора точкой. Равенство контрольной суммы значению, указанному в настоящем описании типа, удостоверяет неизменность метрологических характеристик ПО и используемых, согласно методики (метода) измерений, алгоритмов расчетов.

Исполняемый код ПО контроллера БИОИ, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера БИОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера БИОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Исполняемый код ПО панели оператора хранится в энергонезависимой памяти панели оператора. Замена исполняемого кода ПО панели оператора, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Идентификационные данные ПО установки приведены в таблице 3:

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

источник

Стационарные замерные установки

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ГРУППОВЫЕ ЗАМЕРНЫЕ УСТАНОВКИ

Автоматизированные групповые замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита продукции скважин. В ОАО «Сургут­нефтегаз» применяются стационарные и передвижные замерные установки.

Автоматизированная замерная установка «Спутник-АМ»

Блочная автоматизированная замерная установка «Спутник-АМ» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока управления. Замерно-переключающий блок содержит многоходовой переключатель скважин (ПСМ), гидравлический привод (ГП-1), замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик (ТОР), соединительные трубопроводы и запорную арматуру. В блоке управления монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Продукция скважин по выкидным линиям проходит обратный клапан, задвижку и поступает в многоходовой переключатель скважин типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер. Продукция остальных скважин, пройдя через ПСМ, направляется в сборный коллектор.

Продукция со скважины, подключенной на замер, поступает в гидро­циклонный двухемкостный сепаратор. В верхней емкости газ отделяется от нефти. Дегазированная нефть с пластовой водой сливается из верхней емкости в нижнюю и накапливается в ней. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и по дости­жении верхнего заданного уровня воздействует на газовую заслонку, установленную на газовой линии из верхней емкости, которая при этом закрывается. После этого давление в емкости повышается, под воз­действием разницы давления в сепараторе и нефтесборном коллекторе происходит открытие клапана регулятора расхода и из нижней емкости жидкость начинает вытесняться через турбинный счетчик ТОР-1. При до­стижении нижнего уровня поплавком газовая заслонка открывается, дав­ление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в замерной емкости. Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется механическим счетным устройством счетчика ТОР, импульсы от которого поступают на вход контроллера системы телемеханики и передаются на диспетчерский пульт.

Переключение скважин на замер осуществляется периодически по­средством гидропривода по программе, заданной на диспетчерском пульте системы телемеханики.

При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе (пробка или порыв) при помощи электроконтактного манометра ВЭ-1рб (или аналогичного) по системе телемеханики на диспетчерский пункт вы­дается сигнал аварии.

В ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее часто применяются установки типа «Спутник» АМ-40-10(8;14)-400,

где: 40 – максимальное рабочее давление, кг/см 2 ;

10 или 8 или 14 – количество подключаемых скважин;

400 – максимальная производительность по жидкости, м 3 /сут.

Реже используются установки «Спутник» АМ-20-10(8;14)-1500, «Спутник» АМ-25-10(8;14)-1500, «Спутник» АМ-40-10(8;14)-1500.

Автоматизация, метрология, вычислительная техника и связь

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для за­мера дебита одиночных скважин.

Принципиальная схема блока технологического к «Спутнику» АМ-25(40)-1500

Линии потока нефти и газа Линии связи пневматические Линии связи электрические

1. Переключатель скважин ПСМ

2. Обогревать электрический

5. Клапан предохранительный

8. Счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50

11. Манометр электроконтактный

14. Блок управления и индикации 15-53. Задвижки

Автоматизированные групповые замерные установки нового типа «ОЗНА – Массомер-Е», «ОЗНА – Массомер-К», «Мера-ММ»

Основанием для внедрения замерных установок нового типа явилось принятие ГОСТ Р 8.615-2005, в котором приведены требования к набору из­меряемых параметров дебита скважин и необходимой точности измерений. Данные установки сертифицированы, имеют весь пакет разрешительных документов и осуществляют трехфазное измерение продукции добываю­щих скважин – нефть, вода, газ. В соответствии с описаниями типа и МВИ установки должны обеспечивать следующие значения погрешностей:

– массы нефти с содержанием воды до: 70% ± 6,0%; 95% ± 15,0%; свыше 95% – согласно МВИ;

Конструктивно-замерные установки нового типа «Массомер-Е» пред­ставляют собой серийно выпускаемые ранее АГЗУ «Спутник» с дополнительно установленными массовыми кориолисовыми расходомерами Micro Motion F-200 производства компании «Емерсон» (США) на нефтяной и газовой линиях. Помимо этого замерная установка оснащена влагомером (Phase Dynamics или ВСН2) для оперативного измерения обводненности продукции скважин и дополнительным контроллером для обработки результатов изме­рения, установленным в блоке автоматики. Установка сохранила циклический способ измерения дебита и счетчик ТОР для снятия ручных замеров.

Рис. 32. «ОЗНА – Массомер-Е»

Конструктивно-замерные установки нового типа «Массомер-К» пред­ставляют собой модификацию серийно выпускаемых ранее АГЗУ «Спутник» с дополнительно установленным массовым кориолисовым расходомерам

Micro Motion F-200 на газовой линии. Замер дебита жидкости осуществляется счетчиком ТОР. Замерная установка оснащена контроллером для обработки результатов измерения, установленным в блоке автоматики. Параметры, не­обходимые для расчета массы нефти (обводненность, измеренная по отобран­ным пробам в лаборатории ЦНИПР, плотность нефти и воды в нормальных условиях), передаются на контроллер замерной установки через систему теле­механики. Установка сохранила циклический способ измерения дебита.

Дата добавления: 2015-06-04 ; Просмотров: 3358 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

источник

Установка измерительная «Мера®-Массомер»

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерения установки.

БК предназначен для размещения, укрытия и создания нормальных условий работы оборудования, обеспечивающего питание, контроль, индикацию параметров и режимов, управление работой установки, архивирования, передачу данных о результатах измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Технические характеристики измеряемой среды

Измеряемая (рабочая) среда – продукция нефтяных скважин со следующими характеристиками:

  • температура, о С от + 5 до + 90;
  • кинематическая вязкость, м 2 /с от 1 х 10 -6 до 150 х 10 -6 ;
  • плотность, кг/м 3 от 750 до 1100;
  • объёмное содержание воды, % до 98;
  • объёмное содержание сероводорода, %, не более 2.

200, 250, 400, 500, 800, 1000, 1500, 1600, 2000, 2400, 3000, 3200

± 6,0 %
± 15,0 %
в соответствии с МВИ

  • Высокоэффективная сепарационная емкость, имеющая объем в 2,5 раза больше, чем у установок старой конструкции (для МЕРА ® ММ 40-х-400 Vcen>2м 3 , для Мера ® ММ 40-х-1500 Vcen>5м 3 ), оснащенная оригинальным гидроциклоном производства ОАО «ГМС Нефтемаш» (с раздельным выходом жидкости и газа), многоступенчатым отбойником и сетчатым каплеуловителем на газовой линии. При разработке сепаратора был учтен опыт разработки замерных установок типа «Дебит» , предназначенных для скважин с большими дебитами по жидкости и газу.
  • Применение регуляторов расхода и заслонок производства фирмы «Курзан-Медиа» и «Новые технологии» — как наиболее надежных при эксплуатации;
  • Кориолисовый расходомер устанавливается в пространственный каркас, предотвращающий воздействие на него напряжений сжатия-растяжения, кручения, которые могут возникнуть при изготовлении и в процессе эксплуатации ИУ.
  • Установка укомплектована фильтром грубой очистки между ПСМ и сепарационной емкостью, установлен датчик перепада давления, определяющий степень загрязнения фильтра;
  • На корпусе ПСМ установлен манометр для контроля давления, для стравливания давления и слива остаточной жидкости предусмотрена дренажная линия из ПСМ в дренажный патрубок байпасной линии;
  • Прямое измерение массового и объемного расхода измеряемой среды.
  • Простота монтажа и обслуживания средств измерения (расходомеров);
  • Более высокая точность измерения за счет улучшиной сепарации (меньшее содержание свободного газа в жидкостной линии и капельной жидкости в газовой линии по сравнению с аналогичными ИУ)
  • Система управления может быть построена на базе контроллеров «Direсt Logic», «B&R X20», «Siemens», «SCADAPack» и других.
  • В наладочном режиме управление осуществляется оператором через сенсорный жидкокристилический дисплей.

Возможные варианты изготовления установок: стационарные, передвижные (мобильные).

  • оснастить байпасным уровнемером для визуализации процесса наполнения измерительной емкости;
  • выполнение внутреннего антикоррозийного и износостойкого покрытия сепарационной емкости, трубопроводов и ПСМ, рабочая часть ПСМ и каретки могут быть выполнены из нержавеющей стали.

источник

Читайте также:  Установка принтера epson l555

Добавить комментарий

Наименование параметра Значение
Максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут.
Пределы допустимой относительной погрешности измерения:
— жидкости
— газа
Масса и массовые расходы нефти в рабочих условиях при влагосодержании:
— от 0 до 70 %
— свыше 70 до 95 %
— свыше 95 до 98 %