| Номер в госреестре | 34745-12 |
| Наименование СИ | Установки измерительные |
| Обозначение типа СИ | "ОЗНА-МАССОМЕР" |
| Изготовитель | Акционерное общество «ОЗНА – Измерительные системы» (АО «ОЗНА – Измерительные системы»), г. Октябрьский, Республика Башкортостан |
| Год регистрации | 2012 |
| Срок свидетельства | 10.03.2027 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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).
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
| № п/п | Наименование | Регистрационный номер в Г осреестре СИ |
| 1 | Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» | 45115-10 |
| 2 | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass» | 27054-09 |
| 3 | Расходомеры массовые «Promass» | 15201-07 |
| 4 | Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-09 |
| 5 | Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIK 600 | 43981-10 |
| № п/п | Наименование | Регистрационный номер в Г осреестре СИ |
| 6 | Счетчики вихревые СВГ | 13489-07 |
| 7 | Датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные «DYMEТГС-1223» | 37419-08 |
| 8 | Расходомеры «Turbo Flow» | 39322-08 |
| 9 | Расходомеры-счетчики тепловые «t-mass» | 35688-09 |
| 10 | Влагомеры сырой нефти «ВСН-2» | 24604-07 |
| 11 | Влагомеры сырой нефти «ВСН-АТ» | 42678-09 |
| 12 | Влагомеры нефти поточные «ПВН-615.001» | 39100-09 |
| 13 | Влагомеры поточные моделей L и F | 46359-11 |
| 14 | Измерители обводненности Red Eye, моделей Red Eye 2G и Red Eye Multiphase | 47355-11 |
| 15 | Влагомеры сырой нефти «BOECH» | 32180-11 |
| 16 | Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM | 39821-08 |
| П р и м е ч а н и я 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-
МАССОМЕР» Т а б л и ц а 2
| № п/п | Наименование, тип | Регистрационный номер Г осреестре СИ |
| 1 | Контроллеры ScadaPack32, ScadaPack334, ScadaPack357 | 16856-08 |
| 2 | Контроллеры DL205, DL06 | 17444-08 |
| 3 | Контроллеры SIMATIC S7-300 SIMATIC S7-400 SIMATIC S7-1200 | 15772-11 15773-11 45217-10 |
| 4 | Контроллеры ОВЕН ПЛК150, ОВЕН ПЛК154 | 36612-07 |
| 5 | Контроллеры Compactlogix, Micrologix1500 | 42664-09 |
| 6 | Модули ввода аналоговые измерительные МВА8 | 31739-11 |
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
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО контроллера БИОИ | SP32.00.011 | * 11.xxxxxx | * УУУУ .0024 | CRC-16 |
| П р и м е ч а н и я * 1. хххххх - номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслеживания исходных текстов ПО в системе контроля версий производителя, может быть любым; 2. УУУУ - служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым. | ||||
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.
| - | ||
| * | л — | |
| -| □ | • • • | 1 • |
| I * | » • - • * | 1 • ■ |
| ян | . 1 - - 1 | II- |
| 1 ж. | I • 111 1 | ■ • ■ |
&\ЛMJ
I
*
Таблица 4
| Наименование характеристик | Параметры и размеры моделей |
| Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти (номинальная пропускная способность), в зависимости от типоразмера установки, кг/с (т/сут) | 4,63(400), 17,4(1500), 3,15(2000), 34,72(3000), 46,3(4000) |
| Рабочее давление, МПа (кгс /см2), не более | 4,0 (40) |
| Вид входных/выходных сигналов БИОИ Коммуникационные каналы: | - унифицированные токовые сигналы 0-20 мА; - дискретные, «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»; - импульсные - RS485, протокол Modbus (мастер); - RS232S/485 протокол Modbus (подчиненный); - Ethernet протокол Modbus TCP\IP (подчиненный); - Foundation fieldbus; - Profibus. |
| Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях, %, не более: - массы и среднего массового расхода сырой нефти - объема и среднего объемного расхода нефтяного газа - массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти: - от 0 до 70 % - от 70 % до 95 % - свыше 95 % | ± 2,5 ± 5 ± 6 ± 15 в соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ при измерениях, %, не более: - унифицированных токовых сигналов - интервалов времени - числа импульсов - при обработке информации | ± 0,5 ± 0,15 ± 0,15 ± 0,05 |
| Характеристика рабочей среды: - рабочая среда - температура рабочей среды, °С - минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтяных скважин), МПа (кгс/см2) - содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных - максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях - газовый фактор, м3/т - минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 - содержание механических примесей, мг/л, не более - содержание парафина, % объемных, не более - содержание сероводорода, ppm (% объемных), не более - кинематическая вязкость сырой нефти, 10-6 м2/с (сСт), не более | газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, газ) от плюс 5 до плюс 60 0,3 (3,0) от 0 до 100 500 0,1 3000 15,0 400 (2,0) 500 |
| Г абаритные размеры и масса ТБ и БА | в зависимости от типоразмера и варианта исполнения установки |
| Наименование характеристик | Параметры и размеры моделей |
| Параметры питания электрических цепей: - род тока - напряжение, В - допустимое отклонение от номинального напряжения, % - частота, Гц - потребляемая мощность, кВ А, не более | переменный 380/220 от минус 15 до плюс 10 50 ± 1 20 |
| Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки) | от 1 до 14 |
| Уровень освещенности, лк, не менее | 50 |
| Исполнение электрооборудования: - ТБ-бокса - БА-бокса | взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1А (ПУЭ); категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - 11А-ТЗ по ГОСТ Р 51330.5-99, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99; общепромышленное |
| Климатическое исполнение установок | У и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69 |
| Характеристика окружающей среды: - температура воздуха, °С - относительная влажность воздуха, % | от минус 45 (У1) и от минус 60 (УХЛ1) до плюс 40 до 100 |
| Показатели надежности: - средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее - срок службы, лет, не менее | 34500 10 |
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 поставки соответствует таблице 5. Таблица 5_
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР-Х» - ХХХХ-ХХ | 1 | В соответствии с заказом |
| в том числе: | ||
| - блок технологический | 1 | |
| - блок аппаратурный Комплекты | 1 | |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) Комплект эксплуатационных документов (РЭ, ПС, МП) | 1 1 | Согласно ведомости ЗИП Согласно ведомости экс- |
| Комплект монтажных частей (далее - КМЧ) | 1 | плуатационных документов Согласно ведомости КМЧ |
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 %.
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.
Выполнение государственных учетных операций.
| Зарегистрировано поверок | 5152 |
| Поверителей | 16 |
| Актуальность данных | 17.09.2024 |
