| Номер в госреестре | 73397-18 |
| Наименование СИ | Системы измерений количества нефти и газа |
| Обозначение типа СИ | «ОЗНА-ИС2» |
| Изготовитель | Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы» (АО «ОЗНА - Измерительные системы»), г. Октябрьский, Республика Башкортостан |
| Год регистрации | 2018 |
| Срок свидетельства | 04.12.2028 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» (далее - системы «ОЗНА-ИС2») предназначены для прямых и косвенных измерений массы брутто нефти (сырой нефти), массы сырой нефти без учета массы воды, массовой и объемной доли воды, массы нетто нефти и объема попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр.
Принцип действия систем «ОЗНА-ИС2» основан на прямых и косвенных измерениях количества и параметров сырой нефти и попутного нефтяного газа, предварительно разделенных в сепараторе на жидкую и газовую фазы.
Системы «ОЗНА-ИС2» применяются в установках автоматизированных типа «Спутник», выпущенных по техническим условиям (далее - ТУ) ТУ3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-01400135786-99, ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» (ТУ 3667-088-00135786-2007), установках измерительных «ОЗНА-Импульс» (ТУ3667-042-00135786-2003), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР-К» (ТУ 3667-095-00135786-2009) или установках-реципиентах, выпущенных по ТУ других производителей (далее - установки-реципиенты), находящихся в эксплуатации или при выпуске из производства.
Системы «ОЗНА-ИС2» имеют два уровня. Первый уровень включает в себя измерительные преобразователи расхода жидкости (сырой нефти) и газа, давления, температуры, плотности сырой нефти, содержания объемной доли воды в сырой нефти. Второй уровень состоит из системы сбора и обработки информации (СОИ), реализованной в измерительно-вычислительном контроллере. Связь между измерительными преобразователями и измерительно-вычислительным контроллером осуществляется посредством аналоговых и цифровых сигналов. Преобразование аналоговых сигналов в цифровые осуществляется в измерительно-вычислительном контроллере. Для вычислений массы сырой нефти без учета воды и массы нетто нефти используются параметры измеряемой среды, определяемые в лаборатории и вносимые в СОИ оператором системы «ОЗНА-ИС2». СОИ так же выполняет функции передачи управляющих сигналов на распределительное устройство, автоматизированную запорно-регулирующую арматуру и системы жизнеобеспечения установок-реципиентов.
Системы «ОЗНА-ИС2» имеют в своем составе следующие измерительные каналы:
1. Измерительный канал массового расхода, плотности и массы сырой нефти, в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих средств измерений (СИ) массы, массового расхода и плотности жидкости:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;
- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС - МАСС 260»;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;
- расходомеры массовые Promass;
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400.
2. Измерительный канал объема сырой нефти в рабочих условиях (опционально может использоваться вместо измерительного канала массового расхода сырой нефти), состоящий из счетчиков жидкости турбинных ТОР.
При использовании измерительного канала объема сырой нефти масса сырой нефти вычисляется в СОИ с использованием данных о плотности сырой нефти.
3. Измерительный канал содержания объемной доли воды в сырой нефти в зависимости от содержания объемной доли воды в сырой нефти, состоящий из следующих СИ объемной доли воды в сырой нефти:
- измерители обводненности Red Eye®, моделей Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ и влагомеры поточные ВСН-АТ;
- влагомеры поточные моделей L и F.
Измерительный канал содержания объемной доли воды может отсутствовать. В этом случае содержание объемной доли воды рассчитывается в СОИ на основании измерений плотности сырой нефти измерительным каналом плотности сырой нефти и измерений плотности пластовой воды и обезвоженной дегазированной нефти, проведенных в лаборатории. Опционально содержание объемной доли воды может вноситься в СОИ на основании лабораторных измерений в качестве условно-постоянной величины.
4. Измерительный канал объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, состоящий счетчиков газа вихревых СВГ.
5. Измерительный канал массового расхода и массы попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих СИ:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;
- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС - МАСС 260»;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;
- расходомеры массовые Promass;
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400.
Вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, по измеренным значениям массового расхода и массы газа осуществляется в СОИ.
6. Измерительный канал объемного расхода и объема попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), состоящий из датчиков расхода газа ДРГ.М.
Приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 осуществляется в СОИ.
7. Измерительный канал избыточного давления, состоящий из измерительных преобразователей избыточного давления с диапазоном измерений от 0 до 20 МПа и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5%.
8. Измерительный канал температуры, состоящий из измерительных преобразователей температуры с диапазоном измерений от -50 до + 100 °С и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1%.
СОИ может быть реализована на основе следующих измерительно-вычислительных контроллеров:
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС;
- контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5000;
- контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305;
- контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575;
- контроллеры измерительные АТ-8000;
- контроллеры измерительные ОЗНА-К15;
- системы управления модульные B&R Х20;
- модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500;
- контроллеры ControlWave Micro;
- контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000, Terminator.
Совокупность применяемых СИ выбирается в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа, давления и температуры измеряемой среды, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти, а также от типоразмера сепаратора установок-реципиентов.
Программное обеспечения систем «ОЗНА-ИС2» предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы брутто нефти и среднего массового расхода, сырой нефти без учета воды и среднего массового расхода, массы нетто нефти и среднего массового расхода, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на КИПиА и средства автоматизации установок-реципиентов.
Т а б л и ц а 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | SP32.IS.001 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 01.хххххх* |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | yyyy .10АС |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
| Примечание: - номер подверсии из шести десятичных цифр - идентификатор для поиска исходных текстов сборки в автоматизированной системе контроля версий Subversion, используемой производителем, может быть любым; ** - 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.
Т а б л и ц а 2 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Давление измеряемой среды, МПа, не более | 16 |
| Диапазон температур измеряемой среды, °С | от -20 до +100 |
| Диапазон содержания объемной доли воды в сырой нефти, % | от 0 до 100 |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут | от 1 до 1500 |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут | от 1 до 750000 |
Т а б л и ц а 3 -Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода и массы сырой нефти, %, не более | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расход и массы сырой нефти без учета воды, %, не более - при содержании объемной доли воды до 70 % включ. - при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % включ. - при содержании объемной доли воды свыше 95 % | ±6,0 ±15,0 не нормируется |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала содержания объемной доли воды, %, не более | В соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода и массы нетто нефти, %, не более | В соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %, не более | ±5,0 |
Т а б л и ц а 4 - Параметры электропитания
| Параметр | Значение |
| Род тока | Переменный |
| Напряжение, В | 380/220 |
| Допустимое отклонение от номинального напряжения, % | от -15 до +10 |
| Частота, Гц | 50±0,4 |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 20 |
Т а б л и ц а 5 - Сведения о надежности
| Параметр | Значение |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 40000 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится в левом верхнем углу на металлические таблички, укрепленные на блок-боксы, 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.
Т а б л и ц а 6 - Комплектность поставки
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Система измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» в том числе комплекты: | 1 | В соответствии с заказом |
| Комплект основных средств измерений Шкаф управления Комплект вспомогательных средств измерений | 1 1 1* | Согласно спецификации |
| 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 системы. * - поставляется по отдельному заказу | ||
осуществляется по документу МП 0833-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 августа 2018 года.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;
- рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей по ГОСТ 8.637-2013. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик систем с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество извлеченных из недр нефти и попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением систем измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС». Зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.29.2016.23075.
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
БДМА.407932.023. Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 127 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
