МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

____ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

Москва

О продлении и переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 38966/1 «Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К»

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. № 2346 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 8 февраля 2019 г. № 53732) (далее - Административный регламент), и в связи с обращениями АО «ОЗНА-Измерительные системы» от 26 февраля 2020 г. № ис09/1413, приказываю:

• 1. Продлить срок действия свидетельства об утверждении типа№ 38966/1 «Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К» на последующие 5 лет.

• 2. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 38966/1 «Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 43673-10, с сохранением регистрационного номера, в связи с переименованием изготовителя с ЗАО «ОЗНА-Измерительные системы», г. Октябрьский Республики Башкортостан на АО «ОЗНА-Измерительные системы», г. Октябрьский Республики Башкортостан.

• 3. Управлению государственного надзора и контроля (А.М. Кузьмину), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю. Кузину) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его заявителю.

2

• 4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

г~                                       “

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: OOE1036E1B07EOFBSOEA118900BCB6D090

Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 06.11.2019 до 06.11.2020

\__________—_________/

Приложение

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «22» апреля 2020 г. № 804

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К предназначены для 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, обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К (далее - установки) 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 служит для первичного выделения нефтяного газа из газожидкостной смеси, поступающей в циклон, 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 (или расходомеры) 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 массовые счетчики (расходомеры) и влагомеры, позволяющие пользователю установить, при необходимости, эти приборы в процессе эксплуатации установки.

При этом, измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся косвенным методом с использованием показаний счетчика ТОР по объему сырой нефти и лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти - массы пробы, объема обезвоженной нефти и пластовой воды в этой пробе и их плотности, введенных в память блока измерений 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 (расходомеры), а также измерительные преобразователи давления, манометры и штуцер для отбора проб газа.

При этом измерения объема нефтяного газа производятся косвенным методом с использованием показаний кориолисового массового счетчика (расходомера) по массе нефтяного газа и лабораторных данных по его плотности, введенных в память БИОИ.

Экспликация основных комплектующих средств измерений приведена в Таблице 1. Таблица 1

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 пределами допускаемой абсолютной погрешности, не более ±0,5 °С;

• - 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 поступает в циклон сепаратора) и байпасный трубопровод соединены трубной перемычкой с задвижкой. На измерительном трубопроводе ПСМ также монтируются статический смеситель и пробоотборник.

Байпасный трубопровод и выходной коллектор оборудованы патрубками для подключения передвижных измерительных установок.

В состав БА входит БИОИ и шкаф силовой (далее - 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, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

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 /см²), не более ....................4,0 (40).

Вид входных/выходных сигналов БИОИ :

- унифицированные токовые сигналы, мА....................от 0 до 20;

- 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 .................±

• - измерениях интервалов времени ..........................±

• - измерениях числа импульсов ............................±

• - обработке информации ................................±

Установок (в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005):

при измерениях:

• - массы и среднего массового расхода сырой нефти

• - массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:

до 70%

от 70% до 90%

свыше 90% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной

и аттестованной в установленном порядке;

• - объема и среднего объемного расхода нефтяного газа

Исполнение электрооборудования:

• - ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1а (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-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 исполнения 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 нефтяных скважин), МПа (кгс/см²) ................................0,3 (3,0);

• - содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных ..........от 0 до 100;

- максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в нормальных 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 ............400(2,0);

• - кинематическая вязкость сырой нефти, 10^-6 м²/с (сСт), не более

Характеристика окружающей среды:

• - температура окружающего воздуха, °С ......от минус 45 (У1) и минус 60 (УХЛ1)

до плюс 40;

• - относительная влажность окружающего воздуха, % ................до 100.

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 2.

Таблица 2

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-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 ЧЗ-38 РЛПА 411218.001ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001.. ,100с Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения интервала времени ±8х10^-6 с.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. МВИ косвенным методом массы сырой нефти и массы сырой нефти без учета воды с применением измерительных комбинированных установок "ОЗНА-МАССОМЕР"-К». Свидетельство об аттестации № 490710 от 05.03.2010 г., в федеральном реестре зарегистрировано под № ФР.1.29.2010.06982.

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».

Установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К. Технические условия ТУ3667-095-00135786-2009.

Изготовитель

Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»

(АО «ОЗНА - Измерительные системы»)

ИНН 0265037983

Адрес: 452600, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60

Тел.: (34767) 9-50-10, тел./факс: (34767) 9-50-10

E-mail: ms@ozna.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А

Тел.: (843)272-70-62, факс: 272-00-32

E-mail: vniirpr@bk.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.