Приложение к свидетельству № 46257
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 2170 от 13.10.2017 г.)
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»
Назначение средства измерений
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 средства измерений
Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной
смеси 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 - БТ) и аппаратурного
(далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, освещение, вентиляция
и пожаро-газосигнализация). БА и БТ могут быть закрытого (с укрытием) или открытого
исполнения (без укрытия или с быстросъемными панелями, защищающими от атмосферных
осадков, ветра и др.). В случае открытого исполнения блоков система жизнеобеспечения
не применяется или может включать не все компоненты, в зависимости от технических
требований. В состав конкретной установки могут входить другие дополнительные функцио-
нальные блоки, не выполняющие измерительной функции. Количество и исполнение блоков
установки определяется в зависимости от количества подключаемых скважин и необходимости
реализации дополнительных функций, помимо измерительных.
БТ может состоять из измерительного модуля или из измерительного и распределительного
модулей.
Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами
измерений.
Номенклатура применяемых основных средств измерений приведена в таблице 1.
Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная
установка, определяется заказчиком.
установках измерительных
Таблица 1 - Основные средства измерений, применяемые в
«ОЗНА-МАССОМЕР»
№Наименование, тип
Рег. № в Федеральном
информационном фонде
45115-16
27054-14
42953-15
47266-16
53804-13
15201-11
1Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
2Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые
ROTAMASS
3Счетчики-расходомеры массовые ЭМИС -МАСС 260
4Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
5Расходомеры - счетчики массовые OPTIMASS x400
6Расходомеры массовые Promass
7Расходомерымассовые I/ASeries спреобразователями
расхода СFS10, CFS20 и измерительными
преобразователями CFT50, CFT51
53133-13
Лист № 2
Всего листов 10
Окончание таблицы 1
№Наименование, тип
Рег. № в Федеральном
информационном фонде
57146-14
43981-11
57287-14
13489-13
26256-06
57997-14
35688-13
15
39821-13
24604-12
42678-09
63101-16
56767-14
20
8Расходомеры Turbo Flow GFG
9Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600
10Счетчики газа ультразвуковые СГУ
11 Счетчики газа вихревые СВГ
12 Датчики расхода газа ДРГ.М
13 Датчики расхода газа DYMEТIC-1223М
14 Расходомеры-счетчики тепловые t-mass
Системы измерений количества жидкости
и газа R-AT-MM
16Влагомеры сырой нефти ВСН-2
17Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ
18Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф
19Влагомеры поточные моделей L и F
Измерители обводненности Red Eye® модели
Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase
21Влагомеры сырой нефти BOECH
22Влагомеры микроволновые поточные МПВ700
23Влагомеры поточные скважинной продукции ПВСП-01
47355-11
32180-11
65112-16
59163-14
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 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 25,0 МПа, класс точности
не ниже 1,5;
-
счетчики жидкости турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м
3
/ч и пределами
допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %.
Одним из элементов измерительного модуля является сепаратор - однокамерный/
двухкамерный горизонтальный или вертикальный.
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, оборудованным
индикатором уровня.
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.
Лист № 3
Всего листов 10
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 высокопредельные счетчики
(расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений,
в случаях, если дебиты сырой нефти и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений этих
счетчиков (расходомеров).
Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана)
с электроприводом на жидкостном трубопроводе, регулятора расхода - на газовом трубопроводе,
принеобходимости регулятор расходаможет бытьзаменен накран (или клапан) сэлектроприводом.
Если дебиты сырой нефти и нефтяного газа всех подключенных к установке скважин
соответствуют диапазонам измерений счетчиков (расходомеров), заслонки могут быть установлены
и на газовом и на жидкостном трубопроводах.
В этом случае, регуляторы расхода (краны, клапана) не устанавливаются.
Вертикальные сепараторы, рассчитанные на малые и средние значения расхода сырой
нефти и нефтяного газа, могут быть оборудованы осушителем газа. В остальной части
не отличаются от двухкамерных горизонтальных сепараторов.
Однокамерные горизонтальные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные
на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, комплектуются электро-
управляемыми 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 предназначен для подключения скважин к измерительному
модулю. Он может включать в себя, в зависимости от варианта исполнения:
- входные трубопроводы;
- блок трехходовых кранов;
- переключатель скважин многоходовой (далее ПСМ);
- трубопровод, подключаемый к измерительному модулю;
- байпасный трубопровод, с перемычкой на измерительный модуль;
- дренажные линии;
- выходной коллектор;
- патрубки для подключения передвижной измерительной установки;
- фильтры;
- патрубок для подключения пропарочной установки.
В состав БА могут входить:
- блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ);
- шкаф силовой (далее - ШС).
Если БА не применяется, то возможны следующие конфигурации:
- ШС и/или БИОИ общепромышленного исполнения могут быть установлены удаленно
в помещениях и/или на специально отведенных площадках на объекте заказчика;
- ШС и/или БИОИ взрывозащищенногоисполнения могут быть установлены в БТ установки;
- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть смонтированы
вне установки на специально отведенных площадках на объекте заказчика.
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.
Лист № 4
Всего листов 10
в установках измерительных
Таблица 2 - Основные типы контроллеров, применяемых
«ОЗНА-МАССОМЕР»
№Наименование, тип
Рег. № в Федеральном
информационном фонде
50107-12
56993-14
65466-16
15772-11
66697-17
63339-16
60314-15
36612-13
31739-11
42676-09
50210-12
51396-12
57232-14
63215-16
63706-16
1Контроллеры SCADAPack на основе
измерительных модулей серии 5000
2Контроллеры SCADAPack на основе
измерительных модулей 5209, 5232, 5305
3 Контроллеры программируемые DirectLOGIC,
CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000,
Protos X, Terminator
4 Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300
SIMATIC S7-400
SIMATIC S7-1200
5Модули измерительные контроллеров
программируемых SIMATIC S7-1500
6Контроллеры ОВЕН ПЛК150, ОВЕН ПЛК154
7Модули ввода аналоговые измерительные МВА8
8Контроллеры измерительные АТ-8000
9 Контроллеры механизированного куста скважин
КМКС
10 Контроллеры программируемые логические
АС500/S500, АС500-еСо/S500-eCo
11Системы управления модульные B&R Х20
12Контроллеры измерительные ControlWave Micro
13Контроллеры измерительные ОЗНА-К15
14Преобразователи измерительные контроллеров
программируемых I-7000, M-7000, tM, I-8000,
I-87000, ET-7000, PET-7000
15Устройства программного управления TREI-5B
50676-12
31404-08
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием
наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.
Общий вид и схема пломбирования представлена на рисунках 2-7.
Место пломбирования
Рисунок 1 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ
Лист № 5
Всего листов 10
Рисунок 2 - Внешний вид технологического блока и схема пломбирования
Рисунок 3 - Внешний вид аппаратурного блока и схема пломбирования
Рисунок 4 - Внешний вид оборудования БТ
многоскважинной установки
Рисунок 5 - Внешний вид оборудования БА
общепромышленного исполнения
Рисунок 6 - Внешний вид оборудования БТ
односкважинной установки с БИОИ
взрывозащищенного исполнения
Рисунок 7 - Внешний вид БИОИ
взрывозащищенного исполнения
Пломба службы качества
Пломба службы качества
Лист № 6
Всего листов 10
Программное обеспечение
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 шкаф силовой.
В процессе измерений, БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей
параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам обрабатывает, формирует измери-
тельную 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 самодиагно-
стических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизмен-
ности 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 конфигура-
ционных 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 энергонеза-
висимой 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.
Значение
SP32.00.011
11.xxxxxx
1)
yyyy
2)
.0024
CRC-16
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
_____
_
_____
_
___________
_
__
_
_
1)
- номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслеживания
исходных текстов ПО в системе контроля версий производителя, может быть любым;
2)
- служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, распо-
ложен перед контрольной суммой, может быть любым.
Лист № 7
Всего листов 10
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.
Метрологические и технические характеристики
±2,5
±5
Значение
от 0,05 до 4000
±6
±15
в соответствии с методикой измерений
Таблица 4 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода сырой
нефти, т/сут
Пределы допускаемой относительной погреш-
ности установки при измерениях, %, не более:
- массы и среднего массового расхода сырой
нефти
- объема и среднего объемного расхода
нефтяного газа, приведенного к стандартным
условиям
- массы и среднего массового расхода
обезвоженной нефти, по поддиапазонам
значений объемного содержания пластовой
воды в сырой нефти:
- от 0 до 70 включ., %
- св. 70 до 95 включ., %
- св. 95, %
Пределы допускаемой относительной погреш-
ности БИОИ при измерениях, %, не более:
- унифицированных токовых сигналов
- интервалов времени
- числа импульсов
- при обработке информации
±0,5
±0,15
±0,15
±0,05
Таблица 5 - Основные технические характеристики
Наименование характеристикЗначение
1 2
Рабочее давление, МПа (кгс /см
2
), не более16,0 (160)
- унифицированныетоковые сигналы0-20 мА;
Вид входных/выходных сигналов БИОИ- дискретные, «сухой контакт» или
«переход: коллектор-эмиттер транзистора»;
Коммуникационные каналы:- импульсные
- RS485, протокол Modbus (мастер);
- RS232S/485 протокол Modbus
(подчиненный);
- Ethernet протокол Modbus TCP\IP
(подчиненный);
- Foundation fieldbus;
- Profibus.
Лист № 8
Всего листов 10
нефтегазоводяная смесь
0,3 (3,0)
от 0 до 100
6000
0,1
3000
переменный
220±22;
380±38
взрывозащищенное, соответствующее классу
взрывоопасной зоны В-1а (ПУЭ); категория
взрывоопасности и группа взрывоопасных
смесей - IIА-ТЗ по ГОСТ 30852.0-2002,
ГОСТ 30852.5-2002, ГОСТ 30852.11-2002,
ГОСТ 30852.19-2002
от -60 до +40
от -45 до +40
от -40 до +40
2
Окончание таблицы 5
1
Характеристика рабочей среды:
- рабочая среда
- минимальное давление рабочей среды
(давление в системе сбора продукции
нефтяных скважин), МПа (кгс/см
2
)
- содержание пластовой воды в сырой
нефти, % объемных
- максимальное значение содержания
нефтяного газа в обезвоженной нефти в
стандартных условиях - газовый фактор, м
3
/т
- минимальное значение содержания
свободного нефтяного газа в 1 м
3
газожид-
костной смеси в рабочих условиях, м
3
- содержание механических примесей, мг/л,
не более
- содержание парафина, % объемных,
не более
Габаритные размеры и масса БТ и БА
15,0
в зависимости от типоразмера и варианта
исполнения установки
Параметры питания электрических цепей:
- род тока
- напряжение, В
50±1
20
от 1 до 30
80
- частота, Гц
- потребляемая мощность, кВ·А, не более
Количество подключаемых скважин
(в зависимости от варианта исполнения
установки)
Уровень освещенности, лк, не менее
Исполнение электрооборудования:
- БТ
- БА
Климатическое исполнениеустановок
общепромышленное
У, М и УХЛ,категория размещения1
поГОСТ15150-69
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, ºС:
- для исполнения УХЛ1
- для исполнения У1
- для исполнения М
100
- относительная влажность воздуха, %,
не более
Показатели надежности:
- средняя наработка на отказ по функциям
измерений и определений параметров, ч,
не менее
- срок службы, лет, не менее
34500
20
Лист № 9
Всего листов 10
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, методом лазерной маркировки или аппликацией,
укрепленные на БТ и БА-боксах, 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 средства измерений
Комплектность поставки соответствует таблице 6.
Обозначение
Количество
-
-
-
-
1 шт.
---
-
-
-
УМ.00.00.00.000 И1
-
-
1 шт.
1 шт.
1 шт.
-
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная
«ОЗНА-МАССОМЕР»,
в том числе:
1)
- блок технологический
1)
- блок аппаратурный
1)
- блоки функциональные
1)
Комплект запасных частей, инструментов и
принадлежностей (далее - ЗИП)
Руководство по эксплуатации
2)
Паспорт
2)
Методика поверки
Комплект монтажных частей (далее - КМЧ)
________
_
_____
_
___________
1)
Обозначение установки и блоков, входящих в ее состав, выбирается исходя
из конфигурации установки, определяемой заказом
2)
Обозначение документа определяется исходя из конфигурации установки,
определяемой заказом
Поверка
осуществляется по документу УМ.00.00.00.000 И1 с изменением №1 «Инструкция. ГСИ.
Установкиизмерительные«ОЗНА-МАССОМЕР».Методикаповерки»,утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» от 29 марта 2012 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств
измерений, входящих в состав установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»;
- установка поверочная расходомерная ОЗНА (Рег. № 29979-05).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
УМ.00.00.00.000 И5 «Рекомендация. ГСИ. Количество извлекаемых из недр нефти
и нефтяного газа. Методика выполнения измерений измерительными установками «ОЗНА -
МАССОМЕР». (Свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/7509-17 от 20.06.17 выдано
ФГУП «ВНИИР»)
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «ОЗНА-МАССОМЕР»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
Лист № 10
Всего листов 10
ГОСТ 30852.0-2002 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывозащищенное.
Часть 0. Общие требования
СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений
и промышленных коммуникаций
ТУ 3667-088-00135786-2007 с изм. № 11. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР».
Технические условия
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»
(ЗАО «ОЗНА - Измерительные системы»)
ИНН 0265037983
Адрес: 452600, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60
Тел./факс: (34767) 9-50-10
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Тел.: (843)272-70-62, факс: 272-00-32
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
