Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Установки измерительные комбинированные ОЗНА-МАССОМЕР-К, ГРСИ 43673-10
Номер госреестра:
43673-10
Наименование СИ:
Установки измерительные комбинированные
Обозначение типа:
ОЗНА-МАССОМЕР-К
Производитель:
ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
18.05.2020
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № trial/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К
Назначение средства измерений
Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К предназначены
для косвенных измерений trial сепарированной сырой нефти (далее –сырая нефть), массы
сепарированной безводной нефти (далее – обезвоженная нефть) и объема свободного нефтя-
ного газа (далее – нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой
нефти, обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из
недр (добываемых из нефтяных скважин).
Описание средства измерений
Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К (далее – установ-
ки) включают в себя технологический блок (далее – ТБ), аппаратурный блок (далее - БА) и
комплект средств жизнеобеспечения.
В состав ТБ входят измерительный и распределительный модули.
Основным элементом измерительного модуля является двухкамерный горизонтальный
сепаратор (далее – сепаратор).
Камеры сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.
Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и слу-
жит для первичного выделения нефтяного газа из газожидкостной смеси, поступающей в ци-
клон, 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 происхо-
дит 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 ры-
чагов 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 коллек-
тор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через счетчики (или расходоме-
ры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.
В зависимости от варианта компоновки конкретного образца установки, упомянутые
выше функции могут достигаться путем установки электроуправляемого крана (клапана) на
жидкостном трубопроводе, а регулятора расхода – на газовом трубопроводе.
Вариант компоновки конкретного образца установки выбирается на этапе включения его
в производственную программу, в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти
и нефтяного газа, указанных в опросном листе.
При этом, в зависимости от диапазона значений величины расхода (дебита) сырой нефти
и нефтяного газа, измерения могут производиться в непрерывном или циклическом режимах.
В зависимости от количества подключаемых к установке нефтяных скважин, измерения
могут производиться постоянно или периодически.
При выпуске из производства на жидкостном трубопроводе монтируются турбинные
счетчики ТОР и трубные катушки, соответствующей конфигурации, под кориолисовые мас-
совые счетчики (расходомеры) и влагомеры, позволяющие пользователю установить, при не-
обходимости, эти приборы в процессе эксплуатации установки.
При этом, измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся косвенным ме-тодом
с использованием показаний счетчика ТОР по объему сырой нефти и лабораторных
Лист № 2
всего листов 5
Наименование
данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти – массы пробы, объема обезво-
женной нефти и пластовой воды в этой пробе и их плотности, введенных в память блока из-
мерений и обработки информации (далее – БИОИ).
На жидкостном трубопроводе монтируется пробоотборник, выполненный по ГОСТ
2517-85 и измерительный преобразователь температуры.
На газовом трубопроводе монтируются кориолисовые массовые счетчики (расходоме-
ры), а также измерительные преобразователи давления, манометры и штуцер для отбора проб
газа.
При этом измерения объема нефтяного газа производятся косвенным методом с исполь-
зованием показаний кориолисового массового счетчика (расходомера) по массе нефтяного га-за
и лабораторных данных по его плотности, введенных в память БИОИ.
Экспликация основных комплектующих средств измерений приведена в Таблице 1.
Таблица 1
№Регистрационный но-
п/п мер в Госреестре СИ
1Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» CMF, T, F, R13425-06
2Счетчики-расходомеры массовые «Rotamass» RCCS (T) 34-39/IR
3Расходомеры массовые «Promass» E, I, F
4Счетчики жидкости массовые «МАСК»-20, 50, 100 (вариант 1)
5Счетчики жидкости турбинные «ТОР»
6Влагомеры сырой нефти «ВСН-2»
7Влагомеры сырой нефти «ВСН-АТ»
8Влагомеры нефти поточные «ПВН-615.001»
9Влагомеры сырой нефти «BOECH»
27054-09
15201-07
12182-09
6965-03
24604-07
42678-09
39100-09
32180-06
Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа. В том числе:
-измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измерений
6 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности, не более ± 0,5 %;
- измерительные преобразователи температуры с диапазоном измерений от 0 до 100 ˚С и пре-
делами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5 ºС;
- манометры показывающие с пределами измерений от 0 до 6 МПа, класса точности не ниже 1,5.
Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель
скважин многоходовой (далее - ПСМ), байпасный трубопровод и выходной коллектор.
Измерительный трубопровод ПСМ (трубопровод, по которому газожидкостная смесь по-
ступает в циклон сепаратора) и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с
задвижкой. На измерительном трубопроводе ПСМ также монтируются статический смеси-
тель и пробоотборник.
Байпасный трубопровод и выходной коллектор оборудованы патрубками для подключе-
ния передвижных измерительных установок.
В состав БА входит БИОИ и шкаф силовой (trial – ШС).
Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее – ТБ и БА-боксы),
обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию
Установки могут выпускаться в вариантах климатического исполнения У и УХЛ, кате-
гория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.
Метрологические и технические характеристики
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).
Рабочее давление, МПа (кгс /см
2
), не trial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4,0 (40).
Вид входных/выходных сигналов БИОИ :
- унифицированные токовые сигналы, мА. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .от 0 до 20;
Лист № 3
всего листов 5
- дискретные: «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»;
- импульсные.
Коммуникационные каналы:
- RS485 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . протокол Modbus (мастер) -
RS232S/485 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . протокол Modbus (подчиненный) Пределы
допускаемой относительной погрешности, % :
БИОИ при:
- измерениях унифицированных токовых сигналов . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 0,5;
- измерениях интервалов времени . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .± 0,15;
- измерениях числа импульсов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 0,15;
- обработке информации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 0,05.
Установок (в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005):
при измерениях:
- массы и среднего массового расхода сырой нефти . . . . . . . . . . . . . . . . . . ± 2,5
- массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам значений
объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:
до 70% . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ±6,0 от 70% до
90%. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ±15,0 свыше 90% - в
соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной
и аттестованной в установленном порядке;
- объема и среднего объемного расхода нефтяного газа . . . . . . . . . . . . . . . . ± 5,0
Исполнение электрооборудования:
- ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1а
(ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей -IIА-ТЗ по
ГОСТ Р 51330.5, ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;
- БА-бокса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . общепромышленное.
Параметры питания электрических цепей:
- род тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .переменный;
- напряжение, В . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 380/220;
- допустимое отклонение от номинального напряжения, % . . . от минус 10 до плюс 15;
- частота, Гц . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 ± 1;
- потребляемая мощность, кВ·А, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20.
Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения
установки) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1, 2, 4, 6, 8, 10, 14.
Габаритные размеры и масса блоков – в зависимости от типоразмера и варианта испол-
нения установки.
Показатели надежности:
- средняя наработка на отказ по функциям измерений
и определений параметров, ч, не менее . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34500.
- срок службы, лет, не менее . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10.
Характеристика рабочей среды:
- рабочая среда – газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода, газ);
- температура рабочей среды °С . . . . . . . . . . . . . . . . . . . от плюс 5 до плюс 60;
- минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтя-
ных скважин), МПа (кгс/см
2
) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,3 (3,0);
- содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных . . . . . . . . . .от 0 до 100;
- максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в нор-
мальных условиях – газовый фактор, м
3
/т . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150;
- минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м
3
.газожидкостной
смеси в рабочих условиях, м
3
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,1;
- содержание механических примесей, мг/л, не более . . . . . . . . . . . . . . . . 3000;
- содержание парафина, % объемных, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7,0;
- содержание сероводорода, ppm (% объемных), не более . . . . . . . . . . . . 400(2,0);
Лист № 4
всего листов 5
- кинематическая вязкость сырой нефти, 10
-6
м
2
/с (сСт), не более . . . . . . . . . . 120.
Характеристика окружающей среды:
- температура окружающего воздуха, °С . . . . . . от минус 45 (У1) и минус 60 (УХЛ1)
до плюс 40;
- относительная влажность окружающего воздуха, % . . . . . . . . . . . . . . . .до 100.
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на ТБ и БА-боксах, методом фотохими-
ческого травления или аппликацией, а также типографским или иным способом - на титуль-
ных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об
утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Комплект эксплуатационных документов (РЭ, ПС,
МП)
Комплект монтажных частей (далее – КМЧ)
Комплектность средства измерений
Комплектность поставки соответствует таблице 2.
Таблица 2
Кол-воПримечание
1**_________________
1 **_________________
1 **_________________
Наименование
Установка измерительная комбинированная
«ОЗНА-МАССОМЕР-*»-К-ХХХХ-ХХ
в том числе:
Блок технологический
Блок аппаратурный
Комплекты
Комплект запасных частей, инструментов и при-
надлежностей (далее – ЗИП)
Согласно ведомости ЗИП
1** ________________ЗИ
1 Согласно ведомости эксплуа-
тационных документов
** ________________ВЭ
1
Согласно ведомости КМЧ
**________________ КМЧ
Примечания:
1
*
, ХХХХ-ХХ – обозначение установки, в соответствии с приложением А к
ТУ 3667-095-00135786-2009.
2 ** - обозначение конструкторской документации.
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-
МАССОМЕР»-К. Методикой поверки. УМК.00.00.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИР» в марте 2010 года.
Основные средства, применяемые при поверке:
1.Калибратор-измерительунифицированныхсигналовэталонныйИКСУ-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 ЧЗ-38 РЛПА 411218.001ТУ. Диапазон измерений
интервалов времени 0,000001…100с Пределы допускаемой абсолютной погрешности изме-
рения интервала времени ±8х10
-6
с.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. МВИ косвенным мето-
дом массы сырой нефти и массы сырой нефти без учета воды с применением измерительных
комбинированных установок "ОЗНА-МАССОМЕР"-К». Свидетельство об аттестации № 4907-
10 от 05.03.2010 г., в федеральном реестре зарегистрировано под № ФР.1.29.2010.06982.
Лист № 5
всего листов 5
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «ОЗНА – МАССОМЕР»-К
1 ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требова-
ния безопасности».
2 ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безо-
пасности».
3 ПБ 08-624-04 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
4 Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К.Технические
условия ТУ3667-095-00135786-2009.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Выполнение государственных учетных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ОЗНА – Измерительные системы» (ЗАО «ОЗНА –
Измерительные системы»)
452600, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60.
Тел. (34767) 9-50-10, Тел/Факс (34767) 9-50-10. e-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии». Регистрационный номер 30006-09.
Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А.
Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32, e-mail:
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.П.«
»
2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 25177-03 | Преобразователи измерительные напряжения трехфазного тока | Е3855, Е4855 | ООО "Фирма "Алекто-Электрик", г.Омск | 2 года | Перейти |
| 55661-13 | Преобразователи измерительные | MACX | Фирма "Phoenix Contact GmbH & Co. KG", Германия | 5 лет | Перейти |
| 64592-16 | Установки многофазные замерные | УМЗ | ООО "НТС-Лидер", г.Химки | 1 год | Перейти |
| 4861-75 | Измерительные преобразователи уровня | ФЕУ-Д5М | АООТ "Теплоприбор", г.Рязань | Нет данных | Перейти |
| 51606-12 | Преобразователи влажности измерительные | DewPro мод. MMY30, MMY31, MMY245, MMR30, MMR31, MMR101, Optica, OptiSonde | Фирма "GE Sensing", Ирландия | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений