Озна массомер агзу руководство по эксплуатации

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 ±

0,5 %.

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»

Таблица 1

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-

МАССОМЕР» Т а б л и ц а 2

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:

1.    ПО операторской панели,

2.    ПО контроллера.

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:

Т а б л и ц а 3

Защита программного обеспечения установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

Погрешность расчетов, выполняемых ПО, благодаря использованию чисел с плавающей запятой в формате IEEE 754 и стандартных математических библиотек языков С++ ST, влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерений.

Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.

&ЛMJ

I

*

Технические характеристики

Таблица 4

Знак утверждения типа

наносится 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.

Комплектность

Комплектность поставки соответствует таблице 5. Таблица 5_

Поверка

осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Методика поверки. УМ.00.00.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 30 марта 2007 года, с изменением №1 от 29 марта 2012г.

Основные средства, применяемые при поверке:

1.    Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А ТУ 4381031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала (0 — 25) мА. Пределы допускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ± 0,003 мА.

2.    Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интервалов времени (0,000001 — 10000) с. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени ± 2,5х10-7 %.

3.    Генератор сигналов низкочастотный прецизионный Г3-110 по ГОСТ10501-81. Диапазон измерений (0,01 — 1999999,99) Гц. Пределы допускаемой относительной погрешности ± 5х10-7 %.

4.    Установка поверочная расходомерная «ОЗНА» ОМА-2.140.00.00. Диапазон воспроизведения массового расхода жидкости (414 — 83332,8) кг/ч, предел допускаемой относительной погрешности не более ± 0,5 %. Диапазон воспроизведения объемного расхода газа в стандартных условиях (0,612 — 187,2) м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности не более ± 1,6 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Методика выполнения измерений измерительными установками «ОЗНА — МАССОМЕР», УМ.00.00.00.000 И5.

Свидетельство об аттестации № 109706-08 от 28.03.2008 г., в федеральном реестре зарегистрировано под № ФР.1.29.2008.04765.

Нормативные документы и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «ОЗНА-МАССОМЕР»

1    ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

2    ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК60079-0-98) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть

0.    Общие требования».

3    ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК60079-1-98) «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть

1.    Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».

4    «Инструкция по монтажу электрооборудования, силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон» ВСН 33274/МНСС.

5    Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Технические условия ТУ3667-088-00135786-2007.

Рекомендации к применению

Выполнение государственных учетных операций.

Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 34745-07

Назначение и область применения

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» предназначены для прямых и косвенных измерений среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти — водо-нефтяной смеси (далее — жидкости), среднего массового расхода и массы сепарированной безводной нефти (далее — нефти) и среднего объемного расхода и объема нефтяного газа (далее — газа), извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Описание

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» (далее — установки) включают в себя технологический блок, аппаратурный блок (БА) и комплект средств жизнеобеспечения.

В состав технологического блока входит измерительный и распределительный модули.

Основным элементом измерительного модуля является одно или двухкамерный горизонтальный сепаратор.

Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода жидкости и газа, выполнены в виде цилийдров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного вьщеления газа из жидкости, а также для осушки газа с помощью капле-отбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера служит для сбора и отстоя жидкости, в процессе которого происходит вторичное вьщеление газа.

Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода 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 жидкости (жидкостном трубопроводе) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.

Система: поплавок — заслонка — pe yлятop расхода служит для обеспечения возможности накопления газа и жидкости в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через расходомеры-счетчики (далее — счетчики) жидкости и газа, соответствующей их диапазону измерений (от 40 до 100% номинального значения расхода, в зависимости от типоразмера счетчика).

В зависимости от варианта компоновки (образца) установки упомянутые выше функции могут достигаться путем установки крана с электроприводом на газовом или жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода — на газовом трубопроводе.

Вариант компоновки образца установки, а также типоразмер сепаратора выбирается на этапе включения его в производственную программу в зависимости от ожидаемых значений расхода жидкости и газа.

Однокамерные сепараторы, рассчитанные на большие значения расхода жидкости и газа, комплектуются двумя кранами с электроприводом, устанавливаемыми на жидкостном и газовом трубопроводах.

В измерительном модуле для измерений массового расхода и массы жидкости 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 объемного расхода и объема газа используются кориолисовые массовые счетчики тех же фирм-производителей, а также вихревые счетчики Fisher-Rosemomat, ООО «Глобус» и ГК «Эталонприбор» (Россия).

Установки могут выпускаться в вариантах исполнения с двумя счетчиками, установленными на жидкостном и газовом трубопроводах или с одним счетчиком, установленным на жидкостном трубопроводе.

В этом случае на люке сепаратора монтируется преобразователь гидростатического давления столба жидкости.

Сепараторы оборудуются манометрами, преобразователями давления и температуры.

Для обеспечения измерений массового расхода и массы нефти измерительные модули комплектуются влагомерами ВОЕСН ПО «Нефтегазовые системы», ВСН1 НПП «Нефтесер-висприбор» или Phase Dynamics.

В зависимости от исполнения, в состав БА может входить блок измерений и обработки информации (БИОИ) производства «АК.ОЗНА»,.блок обработки информации (БОИ) производства ПО «Нефтегазовые системы» или БОИ производства «Argosy Technologies Ltd».

В состав БА также входят соответствующие блоки силового управления.

В зависимости от совокупности основных средств измерений, применяемых в измерительных модулях и блоков вторичной аппаратуры, образующих комплексы средств измерений (далее — КСИ), установки имеют 68 вариантов исполнения (см. приложение).

По признаку номинальной пропускной способности установки имеют пять вариантов исполнения.

Распределительный модуль технологического блока включает входные трубопроводы, блок трехходовых кранов или переключатель скважин многоходовой (ПСМ), 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.

По признаку количества подключаемых скважин установки имеют семь вариантов исполнения.

Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (блок-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию

Установки могут выпускаться в вариантах климатического исполнения У1 и УХЛ1, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Основные технические характеристики

Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода жидкости (номинальная пропускная способность), в зависимости от варианта исполнения установки,

кг/с (т/сут) 4,63(400), 17,4(1500), 23,15(2000), 34,72(3000), 46,3(4000).

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

Содержание пластовой воды в жидкости (обводненность нефти) объемное, % от О до 100. Максимальное значение содержания газа в нефти — газовый фактор, м /т (в стандартных условиях) до 150.

Вид входных/выходных сигналов БИОИ (БОИ):

— 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, %, не более:

БИОИ (БОИ) при:

— измерениях унифицированных токовых сигналов ± 0,5

— измерениях интервалов времени ±0,15

— измерениях числа импульсов ±0,15

— обработке информации ± 0,05. Установки при:

— измерениях среднего массового расхода и массы жидкости ±2,5;

— измерениях среднего объемного расхода и объема газа ± 5;

— измерениях среднего массового расхода и массы нефти, по поддиапазонам обводненности:

от О до 70 % ± 6;

от 70 до 95% ±15;

от 95 до 100% ±30.

Исполнение электрооборудования:

— технологического блок-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;

— аппаратурного блок-бокса — 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, кВА, не более 20 Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки) 1,2,4,6,8,10,14 Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее 50 Габаритные размеры и масса технологического и аппаратурного блоков — в зависимости

от варианта исполнения.

Температура окружающего воздуха, °С от минус 45 (У1) и минус 60 (УХЛ1)

до плюс 40

Относительная влажность окружающего воздуха, % до 100

Средняя наработка на отказ, ч, не менее 34500

Срок службы, лет, не менее 8.

Относительная влажность окружающего воздуха, % Средняя наработка на отказ, ч, не менее Срок службы, лет, не менее

Знак утверждения типа

до 100 34500 10.

Знак утверждения типа наносится на металлическую табличку методом фотохимического травления или аппликацией, укрепленную снаружи технологического блок-бокса, а также типографским или иным способом на титульном листе эксплуатационной документации.

Комплектность

Комплектность

Наименование	Кол-во	Примечание
Установка измерительная
«ОЗНА-МАССОМЕР-ХХ»	1
в том числе:
Блок технологический	1
Блок аппаратурный	1
Комплекты
Комплект запасных частей, инструментов и		Согласно
принадлежностей с ведомостью ЗИП	1	* ЗИ
Комплект эксплуатационной документации с		Согласно
ведомостью ВЭ	1	* ВЭ
Комплект монтажных частей	1	Согласно
•		* КМЧ

Примечания:

1. Обозначение документации — в зависимости от номера разработки установки.

2. XX — обозначение КСИ, в соответствии с приложением.

Поверка

Поверку БИОИ (БОИ) и установки «ОЗНА-МАССОМЕР» в целом осуществляют в соответствии с Методикой поверки УМ.00.00.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР в марте 2007 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 ±0,003мА

2. Частотомер электронно-счетный 43-38 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001… 10000с Пределы допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени ±2,5×10″ %.

3. Установка поверочная расходомерная «ОЗНА» ОМА-2.140.00.00.

Межповерочный интервал — 4 года.

Примечание. Межповерочный интервал комплектующих средств измерений — в соответствии с их Методиками поверки.

Нормативные и технические документы

ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности».

ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности».

ПБ 08-624-04 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР». Технические условия ТУ3667-088-00135786-2007.

Заключение

Тип установки измерительной «ОЗНА-МАССОМЕР» ТУ 3667-088-00135786-2007 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоя-ш;ем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» прошли испытания на безопасность в органе по сертификации продукции ООО «Башкирский центр сертификации и экспертизы» РОСС RU.0001.10 АЯ36.

Сертификат соответствия РОСС Ки.АЯЗб. В23716 № 7456524 от 23.03.2007 г.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx».

Методика поверки

МП 0449-9-2016

К.А. Левин

!Д7 (843) 273 28 96

г. Казань

2016

Настоящая инструкция распространяется на Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» (далее — установки) производства ЗАО «ОЗНА — Измерительные системы» (Российская Федерация) по ТУ 3667-007-64156863-2014 «Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx», и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Межповерочный интервал — 4 года.

1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

1.1. При проведении поверки проводят операции, указанные в таблице 1.

Таблица! — Операции поверки

Наименование операции	Номер пункта документа по поверке	Проведение операции при
первичной поверке	периодической поверке
Проверка соответствия комплектности установки требованиям технической документации	6.1	Да	Нет
Внешний осмотр	Да	Да
Опробование	6.2	Да	Да
Определение метрологических характеристик	6.3	Да	Да

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 2.1 Первичную и периодическую поверку проводят проливным способом с использованием Государственного первичного специального эталона массового расхода газожидкостных смесей ТЭТ 195-2011 или рабочих эталонов 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637 «ГСП. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков» (далее — эталоны).

  • 2.1.1 Рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637 должны иметь следующие характеристики: диапазон воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси от 0,1 до 150,0 т/ч с относительной погрешностью от 0,5 % до 1,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 1600,0 м³/ч с относительной погрешностью от 1,0 % до 1,5 %.

  • 2.1.2 Рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637 должны иметь следующие характеристики: диапазон воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси от 0,01 до 150,00 т/ч с относительной погрешностью от 1,5 % до 2,0 % и диапазоном воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 6000,0 м³/ч с относительной погрешностью от 3,0 % до 5,0 %.

• 2.2 Если специфика эксплуатации не допускает возможности проведения периодической поверки установки проливным способом с использованием эталонов, то допускается проводить поверку поэлементным способом согласно п. 6.4.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При проведении поверки соблюдают требования безопасности, действующие в лаборатории, в которой выполняется поверка, а также требования безопасности, указанные в руководствах по эксплуатации установки и используемых средств поверки.

4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

Поверку проводят лица, обученные и аккредитованные на право поверки в соответствии с законодательством РФ, ознакомившиеся с настоящей методикой поверки и требованиями безопасности.

5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки должны выполняться следующие условия:

-температура воздуха от -40°С до +40°С;

-относительная влажность воздуха от 15% до 90%;

-атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.

6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 6.1 Внешний осмотр

  • 6.1.1 Визуальным осмотром проверяют отсутствие механических повреждений установок и целостность монтажных соединений. Результаты проверки считают удовлетворительными, если не обнаружено механических повреждений и не нарушена герметичность монтажных соединений.

  • 6.1.2 Проверяют соответствие комплектности установки, указанной в технической документации, соответствие мест установки и присоединения компонентов. Результаты поверки считают удовлетворительными, если комплектность, места установки и присоединения компонентов соответствуют указанным в паспорте, руководстве по эксплуатации и иной технической документации.

  • 6.1.3 Проверяют соответствие внешнего вида и места нанесения маркировки предусмотренным в технической документации. Результаты проверки считают удовлетворительными, если внешний вид и маркировка соответствует требованиям технической документации.

  • 6.1.4 При внешнем осмотре визуально проверяют отсутствие дефектов рабочих поверхностей, препятствующих нормальной эксплуатации. Результаты проверки считают удовлетворительными, если при внешнем осмотре дефектов не выявлено.

6.2 Опробование

Проверяют работоспособность установки. Для этого подают питание на установку и контролируют включение вычислительного компьютера.

• 6.2.1 Идентификация программного обеспечения установки (далее — ПО).

Идентификационные данные ПО установки должны соответствовать данным, указанным в таблице 2.

Идентификацию ПО проводят следующим образом:

• — на главном меню панели оператора выбирают пункт «Метрология»;

• — последовательным перелистыванием страниц меню доходят до страницы № 3;

• — считывают идентификационные данные со страницы 3 меню и сравнивают их значения с указанными в таблице 2.

6.3 Определение метрологических характеристик установки при первичной и периодической поверке проливным способом.

• 6.3.1 Определение относительной погрешности при измерении массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям проводится с использованием ГЭТ 195 или рабочего эталона в испытательной лаборатории.

Для поверки установка подключается к эталону и на эталоне создается газожидкостный поток с параметрами, соответствующими таблице 4. В каждой z-й точке проводят не менее трех измерений.

Т аблицаЗ-

газожидкостного потока

№	Расход жидкости, й.,т/ч	Объемная доля воды в жидкой фазе, WLR, % об. доли	Объемный    расход    газа, приведенный к стандартным условиям, Qg , м3/ч
1		От 0 до 35	(0,0 -0,35).£Г
2	(0,0 -0,35)-бГ	От 35 до 70	(0,35 -0,7) £Г
3		От 70 до 100	(0,7 -1,0)-£7
4		От 0 до 35	(0,0 -0,35) £Г
5	(0,35 -0,7)-бГ	От 35 до 70	(0,35 -0,7)-£Г
6		От 70 до 100	(0,7 -1,0)-£Г
7		От 0 до 35	(0,0 -0,35)-6Г
8	(0,7 -1,0)-бГ	От 35 до 70	(0,35 -0,7)-^“
9		От 70 до 100	(0,7 -i,o)-ee*“

• — максимальный расход жидкости, воспроизводимый эталоном или максимальный расход, измеряемый системой согласно описанию типа, т/ч

• — максимальный расход газа, приведенный к стандартным условиям, воспроизводимый эталоном или максимальный расход, измеряемый системой согласно описанию типа, м³/ч

При каждом i-м измерении в j-й точке расхода относительная погрешность определяется по формуле:

ег

Q -Q^ref
8О.= ^v <  -100%

(1)

^У C)^re

где SQ^ — относительная погрешность системы при измерении расхода;

е<,-

показания или значения выходного сигнала системы при i-м измерении в j-й точке расхода, т/ч

показания или значения выходного сигнала эталона при

i-м

измерении в

j-й точке расхода, т/ч

Результаты поверки считаются удовлетворительными, если ни одно относительной погрешности не превышает:

• — при измерении массы и массового расхода сырой нефти

• — при измерении объема и объемного расхода нефтяного газа

• — при измерении массы и массового расхода сырой нефти без учета воды

• — при содержании объемной доли воды до 70 %

• — при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 %

  из значений

  ± 2,5 %

  ± 5,0 %

  ± 6,0 %

  ± 15,0 %

  6.3.2 Если условие не выполняется хотя бы для одного измерения соответствующей

величины, то проводят дополнительное измерение и повторно определяют относительную погрешность измерения соответствующей величины. Если это условие продолжает не выполняться, то поверку прекращают до выявления и устранения причин невыполнения данного условия. После устранения причин заново проводят не менее трех измерений соответствующей величины, и определяют относительную погрешность ее измерения. В случае если условие повторно не выполняется, результаты поверки считают отрицательными.

• 6.4 Определение метрологических характеристик установки при первичной и периодической поверке поэлементным способом проводят путем проведения поверки средств измерений (далее — СИ), входящих в состав установки (в этом случае определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав установки, проводят по документам, указанным в таблице 4).

Таблица4 — НД на поверку СИ, входящих в состав установки, используемые при периодической поверке.

Наименование СИ	Наименование документа
Расходомеры многофазные Vx (зарегистрированы в Госреестре СИ под № 42779-09)	МП 42779-09 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры многофазные Vx фирмы «3-PHASE Measurement AS, (Норвегия). Методика поверки»
Расходомеры многофазные Vx 88 (зарегистрированы в Госреестре СИ под №48745-11)	МП 48745-11 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры многофазные Vx 88 «3-PHASE Measurement AS, (Норвегия). Методика поверки»
Расходомеры многофазные Vx Spectra (зарегистрированы в Госреестре СИ под №60560-15)	МП 0212-9-2014 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры многофазные Vx Spectra. Методика поверки»
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» (зарегистрированы в Госреестре СИ под № 34745-12)	УМ.00.00.00.000 И1 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Методика поверки» с изм. №1 от 29 марта 2012 г.

Если все СИ, входящие в состав установки, прошли поверку, то результат поверки установки считают положительным, установку — пригодной к применению.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

• 7.1 Положительные результаты поверки установки оформляют свидетельством о поверке в соответствии с действующим законодательством РФ. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установки.

• 7.2 Отрицательные результаты поверки оформляют извещением о непригодности к применению в соответствии с действующим законодательством РФ.

Устройство и эксплуатация автоматизированной замерной установки.

Цель и задачи:

Цель — формирование и совершенствование профессиональных навыков и умений, необходимых для управления материальным объектом. Программа обеспечивает соответствие усваиваемых материалов или навыков требованиям предстоящей работы, а также позволяет добиться того, чтобы усвоенные при обучении стереотипы были успешно перенесены на условия реальной работы.

Состав:

1.Текстовые учебно-методические материалы

• Назначение
• Состав технологического оборудования
• Порядок работы / запуск в работу
• Техническое обслуживание
• Меры безопасности при работе с замерной установкой
• Описание и работа изделия
• Состав технологического оборудования
• Порядок функционирования установки
• Использование по назначению
• Техническое обслуживание
• Меры безопасности при работе с замерной установкой
• АГЗУ «Спутник АМ 40-8-400»
• АГЗУ «ОЗНА-Импульс 40-1-1500»
• АГЗУ «Сатурн 40-8-400»
• АГЗУ «Мера 40-14-400» 

2. Контрольно-измерительные материалы

• Устройство, назначение и принцип работы замерных установок
• Техника безопасности при работе замерных установок
• Последовательность действий при работе замерных установок  

3.Фото и видео материалы

• Видеофильм 3Д «Установка измерительная АГЗУ «Спутник АМ 40-8-400»
• Видеофильм 3Д «Установка измерительная АГЗУ «ОЗНА-Импульс 40-1-1500»
• Видеофильм 3Д «Установка измерительная АГЗУ «Сатурн 40-8-400»
• Видеофильм 3Д «Установка измерительная АГЗУ «Мера 40-14-400»
• Видеофильм 3D «Перевод скважины на замер»
• Видеофильм 3D «Подготовка замерной установки ССМ «PHASE DINAMICS» к работе»
• Видеофильм 3D «Подготовка замерной установки ОЗНА Массомер к работе»
• Видеофильм 3D  «Подготовка ЗУ ССМ «PHASE DINAMICS» и ЗУ ОЗНА Массомер 3000 к ремонту»
• Видеофильм 3D «Принцип работы замерных
  установок»

4.Компьютерные имитационные тренажеры

• Тренажер «CCM «PHASE DINAMICS».
  Устройство и эксплуатация»
• Тренажер «ССМ «PHASE DINAMICS». Обнаружение и устранение неисправностей»
• Тренажер «Мера». Обнаружение и устранение неисправностей»
• Тренажер ««ОЗНА- Импульс». Обнаружение и устранение неисправностей»
• Тренажер «Сатурн». Обнаружение и устранение неисправностей»
• Тренажер «Спутник». Обнаружение и устранение неисправностей»
• Тренажер «ОЗНА Массомер 3000. Обнаружение и устранение неисправностей»
• Тренажер «ОЗНА Массомер 3000.
  Устройство и эксплуатация»

5. Нормативно-техническая документация

• Краткое руководство для операторов ССМ
• Программное обеспечение станции управления измерительной
  установки «ОЗНА-МАССОМЕР-R, -E, -P» Руководство оператора
• Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР».
  Руководство по эксплуатации
• Установка измерительная ССМ «PHASE DINAMICS» Руководство по
  эксплуатации
• Инструкция по охране труда и промышленной безопасности при
  обслуживании измерительной установки ССМ «PHASE DYNAMICS»
• Инструкция по эксплуатации измерительной установки ССМ
  «PHASE DINAMICS»