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 ОЗНА-МАССОМЕР-Vx, ГРСИ 67795-17
Номер госреестра:
67795-17
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
ОЗНА-МАССОМЕР-Vx
Производитель:
ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
19.06.2022
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 66344
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx» (далее - установки) предназначены
для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтега-
зодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды,
массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа как сепарационным методом, так
и бессепарационным методом измерений путем подключения скважины к измерительной
установке «ОЗНА-МАССОМЕР» или к расходомеру(ам) многофазному(ым)Vx, Vx 88, Vx Spectra
(далее -расходомер Vх).
Описание средства измерений
В установках используются сепарационный и бессепарационный методы измерений.
Сепарационный метод измерений основан на применении установки измерительной
«ОЗНА-МАССОМЕР», в состав которой входят нефтегазовый сепаратор, расходомеры жидкости
массовые, расходомеры газа массовые или объемные, влагомеры, преобразователи температуры
и давления.
Сепаратор выполнен в виде одного цилиндра или двух, расположенных один над
другим, оборудован циклоном, который является первой ступенью сепарации и служит для
первичного выделения газа из нефтегазоводяной смеси, а также для осушки нефтяного газа с
помощью каплеотбойников. Конструкция сепаратора также обеспечивает сбор и отстой сырой
нефти, в процессе которого происходит выделение из нефти растворенного газа.
Регулирование циклов накопления и слива нефтегазоводяной смеси и величины расхода
через расходомеры-счетчики сырой нефти и нефтяного газа осуществляется двумя способами:
- при помощи заслонки, устанавливаемой в месте подключения трубопровода для отвода
нефтяного газа (газовая линия) и поплавкового устройства, механически связанных друг
с другом с помощью рычагов и тяги. На трубопроводе для отвода сырой нефти (жидкостная
линия) устанавливается регулятор расхода.
- электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые
устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств
жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).
Бессепарационный метод измерений основан на использовании комбинации трубы
Вентури и гамма-измерителя фракций. При прохождении потока в трубе Вентури возникает
перепад давления, что позволяет измерять полный массовый и объемный расход потока,
а гамма-измеритель фракций предоставляет данные о соотношении фракций нефти, газа и воды.
Для измерений абсолютного и дифференциального давлений, а также температуры потока,
используются датчики с цифровым или аналоговым выходным сигналом.
Вычислительное устройство расходомеров Vx производит расчет расхода фракций смеси -
нефти, газа и воды на основе специально разработанной комплексной (гидродинамической,
термодинамической и ядерной) физической модели, учитывающей особенности многофазного
потока, включая присущую ему нестабильность. Текущие измеряемые значения параметров
многофазного потока подвергаются статистической обработке. Результаты измерений расходов
фаз потока и его фракций сохраняются в памяти управляющего компьютера. Для регистрации
накопленных за определенный интервал времени значений измеряемых параметров расходомер
имеет функцию измерения интервалов времени.
Лист № 2
Всего листов 8
Установки включают в себя блок технологический (далее - БТ) и блок аппаратурный
(далее - БА). Также установки могут иметь в своем составе отдельный блок переключения
скважин (далее БПС). БТ, БА и БПС выполняются в виде блок-боксов, которые могут быть
изготовлены на одном или раздельных рамных основаниях. Установка может быть выполнена в
виде одного блока путем размещения оборудования БА в БТ во взрывозащищенных оболочках.
Основными элементами БТ является измерительная линия и распределительный
модуль. В состав измерительной линии входит установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР»
(регистрационный № 34745-09, № 34745-12) и один или несколько расходомеров Vx (регистра-
ционный № 60560-15, №48745-11, №42779-09, № 37076-08), в зависимости от назначения
и условий применения установок. Распределительный модуль обеспечивает автоматическое
поочередное подключение скважин к измерительной линии посредством системы трехходовых
кранов или переключателя скважин многоходового (ПСМ), приводимого в действие гидравли-
ческим приводом. При этом продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.
Распределительный модуль также оснащен байпасной линией для неавтоматизированного
подключения скважин к измерительной линии при помощи задвижек.
Вариант компоновки и исполнения конкретной установки, а также типоразмер сепаратора,
выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода нефти и нефтяного газа, содержания
пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.
Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки)
от 1 до 24.
Рисунок 1 - Общий вид установки измерительной ОЗНА-МАССОМЕР-Vх
БА осуществляет сбор, обработку, регистрацию, отображение, хранение полученных
результатов измерений в архиве и их передачу в системы автоматизации верхнего уровня,
а также управляет контрольно-измерительными приборами, автоматикой, системой жизнеобес-
печения, охранной и пожарной сигнализацией.
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) установок реализован в блоках
измерения и обработки информации (далее - БИОИ), выполненных на базе программируемых
логических контроллеров (далее - ПЛК).
Номенклатура ПЛК, применяемых в установках, приведена в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 8
50107-12
56993-14
65466-16
36612-13
51396-12
60314-15
Регистрационный номер
57232-14
Таблица 1 - Номенклатура применяемых ПЛК
Наименование, тип
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных
модулей серии 5000
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных
модулей серии 5209, 5232, 5305
Контроллеры программируемые DirectLOGIC,
CLICK, Productivity 3000, Terminator
Контроллеры логические программируемые ОВЕН
ПЛК 150 и ОВЕН ПЛК 154
Контроллеры программируемые логические
AC500/S500, AC500eCo/S500eCo
Системы управления модульные B&R Х20
Модули измерительные контроллеров программи-
руемых SIMATIC S7-1500
Контроллеры ControlWave Micro
Модули ввода аналоговые измерительные МВА8
27242-09
31739-11
Вид входных/выходных сигналов БИОИ:
- 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);
- Ethernet протокол Modbus TCP\IP (подчиненный);
- Foundation fieldbus;
- Profibus.
Программное обеспечение
Комплекс ПО состоит из следующих компонентов:
- ПО ПЛК БИОИ - программа, исполняемая во встроенной операционной системе ПЛК
БИОИ. Обеспечивает обработку входных сигналов и управление КИПиА установок, а также
визуализацию и хранение измеряемых параметров в энергонезависимой памяти;
- ПО панели оператора - программа, исполняемая во встроенной операционной системе
операторской панели БИОИ. Обеспечивает просмотр и изменение параметров, настроек
и прочей информации ПО ПЛК БИОИ, подачу управляющих команд ПЛК.
Комплекс ПО выполняет функции:
- обеспечение периодических измерений нескольких скважин, подключенных
к установкам;
- обеспечение управления процессом измерений при помощи команд, подаваемых
локально с панели оператора, или дистанционно - с верхнего уровня АСУТП эксплуатирующего
предприятия;
- обеспечение сбора и обработки данных от всех средств измерений, КИПиА, входящих
в состав установок;
- обеспечение отображения информации о ходе процесса измерений, о результатах
измерений на экране панели оператора;
- обеспечение хранения результатов измерений в энергонезависимой памяти контроллера;
Лист № 4
Всего листов 8
- обеспечение безопасности технологического процесса и помещений установок путем
контроля показаний датчиков пожарной сигнализации, загазованности, несанкционированного
доступа к помещениям и др.;
- отработка алгоритмов аварийных блокировок, звукового и светового оповещения при
возникновении пожароопасной, взрывоопасной и других аварийных ситуациях;
- обеспечение процессов пуско-наладки установок, диагностики и ремонта интегриро-
ванных в установки средств измерений, соединительных коммуникаций, и других элементов
КИПиА.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установок
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
SP32.MVх.001
11.140405
944С.0024
CRC32
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений
«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием
наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 2.
Место пломбирования
Рисунок 2 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели
точности, приведены в таблицах 3, 4.
Лист № 5
Всего листов 8
±5,0
±2,5
- от 70 до 95%
Таблица 3 - Метрологические характеристики установок
Пределы допускаемой относительной погрешности установок:
при измерении массы и среднего массового расхода сырой нефти, %, не более
при измерении объема и среднего объемного расхода нефтяного газа
в стандартных условиях, %, не более
при измерении массы и среднего массового расхода обезвоженной
- до 70%
нефти, при объемной доле воды в сырой нефти %, не более
- свыше 95%
при измерении массы нетто нефти и массового расхода, %, не более
±6,0
±15,0
не нормируется
В соответствии с методикой измерений
-
-
-
-
-
-
Таблица 4 - Технические характеристики установок
При бессепарационном методе измерений
Значение
Типоразмеры
Наименование характеристики
модификации Vx Spectra
Vx19Vx29Vx40Vx65Vx88
Типоразмеры модификации
Phase Watcher Vx
Vx29Vx52Vx88
29,255287,5
---
---
19
от 0,60
до 27,60
от 0,63
до 29,00
от 320
до 9000
29,25
от 1,42
до 65,80
от 1,50
до 69,00
от 790
до 20700
нефтегазоводяная смесь
406587,5
от 2,60от 7,00от 12,70
до 123,00 до 324,00 до 625,00
от 2,78от 7,40от 13,30
до 129,00 до 340,00 до 670,00
от1450от 3550от 5830 до
до 37800 до 97000 280000
---
---
82254730
---
61870
---
50015004400
Рабочая среда
Диаметр горловины трубы Вентури, мм
Диапазон измерений массового расхода жидкой
смеси, т/ч
Диапазон измерений объемного расхода жидкой
trial, м³/ч
Диапазон измерений объемного расхода нефтяного
газа, приведенного к стандартным условиям, м³/ч
Максимальный объемный расход сырой нефти при
рабочих условиях, м³/ч (перепад давления 0,5 МПа)
Максимальный объемный расход сырой нефти
при рабочих условиях, м³/ч (перепад давления
0,005 МПа)
Максимальный объемный расход газа при рабочих
условиях, м³/ч
Давление рабочей среды, МПа
Перепад давления на трубке Вентури, МПа
от 0,5 до 34,5
от 0,005 до 0,500
Лист № 6
Всего листов 8
Наименование характеристики
4,63 (400); 17,4 (1500)
При бессепарационном методе измерений
Значение
ТипоразмерыТипоразмеры модификации
модификации Vx Spectra Phase Watcher Vx
Vx19Vx29Vx40Vx65Vx88Vx29Vx52Vx88
Температура рабочей среды, ºС от -40 до +121 от -20 до +150
Температура окружающей среды, ºС от -40 до +85 от -20 до +85
Вязкость жидкой фазы в рабочих условиях от 0,0001 до 2,0000 Па
×
с
от 0,1 до 2000,0 сСт
Содержание воды в потоке (WLR), % от 0 до 100
Объемное содержание газа в потоке (GVF), %от 0 до 100
При сепарационном методе измерений
Наименование характеристикЗначение
Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти (номинальная
пропускная способность), в зависимости от типоразмера установки, кг/с (т/сут)
Характеристики рабочей среды:
- рабочая среданефтегазоводяная смесь
- рабочее давление, МПа (кгс /см
2
)от 0,3 до 16,0 (от 3,0 до 160,0)
- температура рабочей среды, °С от +1 до +90
- содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемныхот 0 до 100
- максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандарт. условиях - 6000
газовый фактор, м
3
/т
- 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 15,0
Лист № 7
Всего листов 8
Таблица 5 - Параметры электропитания
Параметр
напряжение переменного тока, В
допустимое отклонение от номинального напряжения, %
частота, Гц
потребляемая мощность, кВ·А, не более
Значение
380/220
±10
50±0,4
20
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
Срок службы, лет, не менее
34500.
20.
Знак утверждения типа
наносится методом лазерной аппликации на металлические таблички, 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
Комплект эксплуатационных документов
Кол-воПримечание
1В соответствии с заказом
1
Таблица 6 - Комплектность поставки
Наименование
Установка измерительная
«ОЗНА-МАССОМЕР-Vх» -ХХХХ-ХХ
в том числе комплекты:
Методика поверки МП 0449-9-2016
Комплект запасных частей, инструментов и
принадлежностей (далее - ЗИП)
1
*
Согласно ведомости ЗИП
1 Согласно ведомости
эксплуатационных документов
1
*
Согласно ведомости КМЧ
Комплект монтажных частей (далее - КМЧ)
Примечания:
ХХХ-ХХХХ - обозначение установки.
*
- поставляется по отдельному заказу
Поверка
осуществляется по документу МП 0449-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
«ОЗНА-МАССОМЕР-Vx». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 06.12.2016 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной
trial ГЭТ 195-2011;
- рабочие эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, 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 м
3
/ч с относительной погрешностью от 1,0 % до 1,5 %.
- рабочие эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, 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 м
3
/ч с относительной погрешностью от 3,0 % до 5,0 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса сырой нефти, объем попутного
нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «ОЗНА-
МАССОМЕР-Vx» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/109-15 от 22.12.2015)
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-007-64156863-2014 Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР-Vx».
Технические условия
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»
(ЗАО «ОЗНА - Измерительные системы»)
ИНН 0265037983
Адрес: 452600, Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Октябрьский,
ул. Северная, 60
Телефон/Факс (34767) 9-50-10
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон:(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.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 3131-72 | Генераторы измерительные | Г-61 | Завод "Измеритель", Армения, г.Абовян | Нет данных | Перейти |
| 25987-08 | Установки оптические координатно-измерительные фотограмметрические | ATOS | Фирма "GOM mbH", Германия | 1 год | Перейти |
| 45163-10 | Системы виброзащиты и диагностики многоканальные | СВИД ИТ12 | ООО "НПП "Измерительные технологии", г.Саров | 1 год | Перейти |
| 44252-10 | Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные | OGSB | ООО "Системы Нефть и Газ Балтия" (OGSB), г.Калининград | 1 год - для передвижных (мобильных); 2 года - для стационарных | Перейти |
| 75210-19 | Преобразователи напряжения измерительные | ПИН | ООО "НПО "Горизонт Плюс", г.Истра | 2 года | 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