Номер в гос. реестре

34745-12

Наименование типа СИ (обозначение)

Установки измерительные ("ОЗНА-МАССОМЕР")

Назначение средства измерений

Модификация

ОЗНА-МАССОМЕР EF-400-14

Описание типа

2022-34745-12-1.pdf

Тип производства

Заводской номер

2601

Год производства (возраст, лет)

2012 (12)

Производитель

Акционерное общество «ОЗНА – Измерительные системы» (АО «ОЗНА – Измерительные системы»)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Октябрьский, Республика Башкортостан

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут

от 0,24 до 4000

Пределы допускаемой основной относительной погрешности изме-

рений массы и массового расхода скважинной жидкости:

- при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа • с, %, не более

±2,5

- при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа • с и более, %, не более

±10,0

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), %:

• - от 0 до 70 %

• - от 70 до 95 %

• - свыше 95 %

±6,0

±15,0 в соответствии с методикой измерений

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, %

±5,0

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы нетто нефти, %

в соответствии с методикой измерений

Наименование характеристик

Значение

Рабочее давление, МПа (кгс /см²), не более

16,0 (160)

Характеристика измеряемой среды:

• - рабочая среда

• - минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтяных скважин), МПа (кгс/см²)

• - температура рабочей среды, °С

• - 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,

3

м

• - содержание механических примесей, мг/л, не более

• - содержание парафина, % объемных, не более

нефтегазоводяная смесь (скважинная жидкость)

0,3 (3,0) от +1 до +90 от 0 до 100

6000

0,1 3000 15,0

Вид входных/выходных сигналов БИОИ

• -  унифицированные токовые сигналы от 0 до 20 мА;

• - дискретные: «сухой контакт»

или   «переход   коллектор-

эмиттер транзистора»;

• - импульсные

Наименование характеристик

Значение

Коммуникационные каналы:

• - RS485, протокол Modbus (мастер);

• - RS232S/485, протокол Modbus (подчиненный);

• - Ethernet, протокол Modbus TCP\IP (подчиненный);

• - Foundation fieldbus;

• - Profibus.

Габаритные размеры и масса БТ и БА

в зависимости от типоразмера и варианта исполнения установки

Параметры питания электрических цепей:

• - род тока

• - напряжение, В

• - частота, Гц

• - потребляемая мощность, кВ^А, не более

переменный 220±22; 380±38 50±0,4

20

Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки)

от 1 до 30

Уровень освещенности, лк, не менее

80

Исполнение электрооборудования:

- БТ

- БА

взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1а (ПУЭ); категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - IIA-ТЗ по ГОСТ 31610.0-2019, ГОСТ 31610.20-2020

общепромышленное

Климатическое исполнение установок

У, ОМ, ХЛ и УХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °С:

• - для исполнения ХЛ, УХЛ1

• - для исполнения У1

• - для исполнения ОМ

• - относительная влажность воздуха, %, не более

от -60 до +40 от -45 до +40 от -40 до +45

100

Показатели надежности:

• - средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее

• - срок службы, лет, не менее

34500

20