Номер по Госреестру СИ: 38675-08
38675-08 Установки автоматизированные измерительные
(Спутник-ОЗНА-ВМ1)
Назначение средства измерений:
Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» предназначены для прямых и косвенных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее - сырая нефть), 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).
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 26.09.2018
Номер записи - 126082
ID в реестре СИ - 348482
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Октябрьский
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Простой и наглядный отчет, дающий представление о специализации организации-поверителя и ее измерительных возможностях. Отчет строится по данным о поверках, переданных в ФГИС АРШИН за период начиная с 2010 года и состоит из таблицы с функцией поиска и сортировки по любой из колонок и круговой диаграммы, визуализирующей данные, представленные в таблице.
Для старта работы с отчетом достаточно указать интересующий для анализа временной интервал (от 2010 до н.в.) и выбрать организацию-поверителя из выпадающего списка.
Таблица может вклчать до нескольких десятков тысяч строк (для больших ЦСМ).
Таблица включает данные о наименовании и типе СИ (с ссылкой на гос. реестр) по которым проводились поверки, количество выполненных поверок и наименование предприятия-изготовителя средства измерений.
В таблице по каждой из организаций за выбранный временной интервал представлена следующая информация:
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№358 от 2015.03.27 О продлении срока действия свидетельств об утверждении типа средств измерений (ГР 28682-10 - 27087-10)
№1059 от 2012.11.26 О переоформлении свтелельств об утверждении типа средств измерений (Регистрационный номер в Гос.реестре СИ 26011-08,38675-08,34745-12,43673-10,31455-06)
№1793 от 2018.08.23 О переоформлении и продлении срока действия свидетельства об утверждении типа средства измерений № 32764/1 "Установки автоматизированные измерительные "Спутник-ОЗНА-ВМ1"
№250 от 2020.02.07 О продлении срока действия свидетельств об утверждении типа средств измерений 47 позц
№254 от 2022.02.02 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (2)
№3151 от 2022.12.13 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (6)
Наличие аналогов СИ: Установки автоматизированные измерительные (Спутник-ОЗНА-ВМ1)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
26011-08 27.12.2018 |
Установки измерительные, ОЗНА-Импульс ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ |
2 года |
|
34745-12 10.03.2022 |
Установки измерительные, ОЗНА-МАССОМЕР ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ |
4 года |
|
38675-08 26.09.2018 |
Установки автоматизированные измерительные, Спутник-ОЗНА-ВМ1 ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ |
4 года |
|
41553-09 04.09.2019 |
Установки для исследования пластовых нефтей, УИПН ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ |
1 год |
|
43673-10 18.05.2020 |
Установки измерительные комбинированные, ОЗНА-МАССОМЕР-К ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ |
4 года |
|
61424-15 01.09.2020 |
Установки измерительные, ОЗНА -Vx ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ МП |
4 года |
|
61425-15 01.09.2021 |
Установки измерительные, ОЗНА - СПЕКТР М ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ МП |
3 года |
|
63706-16 12.04.2021 |
Контроллеры измерительные, ОЗНА-К15 ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ |
2 года |
|
64628-16 13.07.2021 |
Установки измерительные, ОЗНА-Агидель ЗАО "ОЗНА-Измерительные системы" (РОССИЯ г.Октябрьский) |
ОТ МП |
2 года |
В сводной таблице приведены краткие сведения и ссылки на справочные отчеты по организациям, аккредитованным на право поверки в Национальной системе аккредитации. В таблице реализована функция поиска и система сортировок по любой из колонок.
Справочный отчет по каждой организации содержит следующую информацию:
1. Сведения об испытательной лаборатории, включающие наименование, статусы организации, виды полномочий, перечень мест осуществления деятельности, географическую привязку, регистрационные данные и данные о руководителе организации. Общие данные об объёмах поверки за текущий год.
2. Данные об оснащенности организации средствами поверки: СИ, СО, эталонами, ГЭТ и т.д.
3. Описание области специализации организации, содержащей сведения о типах СИ и поверках за последний год.
4. Данные о поверках и поверяемых типах СИ за последние 4 года с разбивкой на первичную и периодическую поверки.
5. Сведения о распределении поверок по видам измерений в динамике по годам.
6. Информация о том, на чем зарабатывает организация (за год - последние 365 дней)
7. Перечень контрагентов организации за последние пол года.
Кто поверяет Установки автоматизированные измерительные (Спутник-ОЗНА-ВМ1)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|
Стоимость поверки Установки автоматизированные измерительные (Спутник-ОЗНА-ВМ1)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится 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.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество извлекаемой из недр нефти и объемы нефтяного газа. Методика выполнения измерений автоматизированными измерительными установками «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Свидетельство об аттестации № 109406-08 от 28.03.2008 г., в федеральном реестре зарегистрировано под №
ФР.1.29.2008.04766.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам автоматизированным измерительным «Спутник-ОЗНА-ВМ1»
-
1 ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности».
-
2 ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности».
-
3 ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
-
4 Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Технические условия ТУ 3667-089-00135786.УК-2007.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Методикой поверки. СВМ1.00.00.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР » в марте 2008 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 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001.10000с Пределы допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени ±2,5х10 -7%.
Изготовитель
(поставщик)|
№ |
Наименование (обозначение) |
|
Регистрационный |
|
пп |
средства измерений (модели) |
(поставщик) |
номер в Госреестре |
|
4 |
Счетчики жидкости массовые «Маск»-20, 50, 100 (вариант 1) |
НГС |
12182-04 |
|
5 |
Расходомеры-счетчики вихревые «8800» |
FR |
14663-06 |
|
6 |
Счетчики газа вихревые СВГ.М |
ИПФ «Сибнефте-автоматика» |
13489-05 |
|
7 |
Расходомеры-счетчики вихревые «V-bar-700» |
«Эталонприбор» |
14919-05 |
|
8 |
Влагомеры сырой нефти «ВОЕСН» |
НГС |
32180-06 |
|
9 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК |
ЗАО «ПИКиКо» |
17747-98 |
|
10 |
Влагомеры поточные «F» |
PhD |
17713-03 |
-
1. Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа.
- измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измере -ний 6 МПа (для установок с Рр = 4,0 МПа ) и пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 0,5%;
-
- измерительный преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до 100°С и пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 1% (на газовый трубопровод допускается не устанавливать);
-
- манометры показывающие с пределами измерения 0-6 МПа, класса точности не ниже 1,5.
-
2. Установки вместо влагомеров могут комплектоваться трубными катушками соответствующей конфигурации. При этом обеспечивается резервный канал связи с блоком измерений и обработки информации, для последующей установки влагомера пользователем. До установки влагомера содержание воды в рабочей среде блоком измерений и обработки информации определяет расчетным путем или она определяется лабораторным способом.
-
3. На измерительном трубопроводе переключателя скважин многоходового и жидкостном трубопроводе сепаратора монтируются пробоотборники по ГОСТ 2517-85. По согласованию с владельцем установки-реципиента, на жидкостном трубопроводе сепаратора может быть оставлен существующий счетчик ТОР (регистрационный номер в Госреестре 6965-03) или заменен соответствующей трубной катушкой.
ЕМ-FR - «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount»
RY - «Rota Yokogawa GmbH& CO.KG»
ЕН - «Endress+Hauser GmbH+Co.KG»
НГС - ПО «Нефтегазовые системы»
PhD - «Phase Dynamics»
По признаку номинальной пропускной способности установки имеют два варианта исполнения.
Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель скважин многоходовой, байпасный трубопровод и выходной коллектор.
В состав БА входят блоки измерений и обработки информации (далее - БИОИ) производства «АК ОЗНА» и блоки силового управления установок-реципиентов.
Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее - ТБ и БА-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию
Установки имеют два варианта климатического исполнения: У и УХЛ категория 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-реципиента, кг/с (т/сут) ................................................... 4,63(400), 17,4(1500).
Рабочее давление , МПа (кгс /см2), не более ......................... 4,0 (40).
Максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти - газовый фактор, м3/т (в стандартных условиях):
-
- без замены, при модернизации, сепаратора установки-реципиента
-
- с заменой (или доработкой) сепаратора установки-реципиента
Вид входных/выходных сигналов БИОИ:
-
- унифицированные токовые сигналы................................. 0-20 мА;
-
- импульсные.
-
- RS485 ............................................ протокол Modbus (мастер)
-
- RS232S/485 .................................. протокол Modbus (подчиненный)
-
- измерениях унифицированных токовых сигналов
-
- измерениях интервалов времени ..............
-
- измерениях числа импульсов ..................
-
- обработке информации .....................
. ± 0,5
± 0,15
± 0,15
± 0,05.
а) измерениях массы сырой нефти ........................ ± 2,5;
б) измерениях массы обезвоженной нефти, по поддиапазонам содержания пластовой воды в сырой нефти:
до 70% ..................................... ± 6,0;
от 70% до 95% ................................. ± 15,0;
свыше 95% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной и
аттестованной в установленном порядке;
в) измерениях объема нефтяного газа ........................ ± 5,0.
Исполнение электрооборудования установок-реципиентов и вновь устанавливаемого электрооборудования:
-
- ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1А (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;
-
- БА-бокса ............................... общепромышленное.
Знак утверждения типа 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 средства измерений В состав монтируемого оборудования при ремонте и модернизации (далее - ОРМ) входит комплект монтажных частей (далее - КМЧ) и КСИ.
Состав ОРМ определяется дефектной ведомостью и спецификацией к хоздоговору.
Поверка
осуществляется по документу «Инструкция. ГСИ. автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Методикой поверки. СВМ1.00.00.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР » в марте 2008 года.
Основные средства, применяемые при поверке:
-
1. Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А
-
2. Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интервалов времени 0,000001.10000с Пределы допускаемой относительной погрешности измерения интервала времени ±2,5х10 -7%.
Метод измерений регламентирован в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество извлекаемой из недр нефти и объемы нефтяного газа. Методика выполнения измерений автоматизированными измерительными установками «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Свидетельство об аттестации № 109406-08 от 28.03.2008 г., в федеральном реестре зарегистрировано под №
ФР.1.29.2008.04766.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам автоматизированным измерительным «Спутник-ОЗНА-ВМ1»
-
1 ГОСТ 12.2.044-80 «Машины и оборудование для транспортирования нефти. Требования безопасности».
-
2 ГОСТ 12.2.063-81 «Арматура промышленная трубопроводная. Общие требования безопасности».
-
3 ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
-
4 Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1». Технические условия ТУ 3667-089-00135786.УК-2007.
Выполнение государственных учетных операций.
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: ms@ozna.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский 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: vniirpr@bk.ru
Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» реализуются путем модернизации находящихся в эксплуатации установок автоматизированных типа «Спутник» (далее - установки-реципиенты), выпущенных ОАО «АК ОЗНА» по техни
ческим условиям (далее - ТУ) ТУ 3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-014-00135786-99, ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85) или установок-реципиентов, выпущенных по ТУ других производителей.
Установки-реципиенты подвергаются техническому освидетельствованию в соответствии с рекомендациями по метрологии Р 50.2.052-2006. Подвергаются ремонту (при необходимости) и модернизации по ТУ 3667-089-00135786.УК-2007. Вариант модернизации - 1 (далее - ВМ1).
После модернизации, в соответствии с рекомендациями Р 50-601-12-89, в структуру условного обозначения конкретной установки-реципиента включается аббревиатура -«ОЗНА-ВМ1», в наименование включается признак - «измерительная».
Установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1» (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.
Камеры двухкамерных сепараторов выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.
Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из газожидкостной смеси, 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 (газового трубопровода).
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 (жидкостном трубопроводе) 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 расходомеры-счетчики (далее - счетчики) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений.
Измерения могут производиться в непрерывном или циклическом режимах.
В качестве регуляторов расхода могут использоваться клапана или шаровые краны.
Лист № 2 всего листов 6 Причем, в зависимости от диапазона значений величины расхода (дебита) сырой нефти и нефтяного газа, регуляторы расхода могут устанавливаться и на жидкостном и на газовом трубопроводе.
В измерительном модуле для измерений массы и массового расхода сырой нефти используются кориолисовые массовые счетчики различных моделей фирм-производителей: Emerson Process Management, Fisher-Rosemount (США, Голландия), Rota Yokogawa, Endress+HauserGmbH+Co.KG (Германия) и ПО «Нефтегазовые системы» (Россия).
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются кориолисовые массовые счетчики тех же фирм-производителей, а также вихревые счетчики FisherRosemount, ИПФ «Сибнефтеавтоматика» и ГК «Эталонприбор» (Россия).
Сепараторы оборудуются манометрами и измерительными преобразователями давления и температуры.
Для обеспечения измерений массы и массового расхода обезвоженной нефти измерительные модули могут комплектоваться влагомерами ВОЕСН ПО «Нефтегазовые системы», ВСН-ПИК ЗАО «ПИКиКо» или F «Phase Dynamics». Обводненность нефти может также определяться лабораторным (расчетным) методом.
В зависимости от совокупности основных средств измерений, применяемых при модер -низации, образующих комплексы средств измерений (далее - КСИ), установки имеют 54 исполнения, которые представлены в таблице 1.
КЛАССИФИКАТОР
комплексов средств измерений установок автоматизированных измерительных «Спутник-ОЗНА-ВМ1»
Таблица 1
|
Номер комплексов средств измерений |
Модель средства измерений |
Обозначение комплексов средств измерений | |||
|
Счетчик сырой нефти |
Счетчик нефтяного газа |
Влагомер |
Блок измерений и обработки информации | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ВОЕСН |
Е1 | |||
|
2 |
СМF, F, R |
ВСН-ПИК |
Е2 | ||
|
3 |
«F» |
Е3 | |||
|
4 |
ВОЕСН |
Е4 | |||
|
5 |
«8800» |
ВСН-ПИК |
Е5 | ||
|
6 |
СМF, T, |
«F» |
Е6 | ||
|
7 |
F, R |
ВОЕСН |
Е7 | ||
|
8 |
СВГ.М |
ВСН-ПИК |
Е8 | ||
|
9 |
«F» |
Е9 | |||
|
10 |
ВОЕСН |
Е10 | |||
|
11 |
«V-bar-700» |
ВСН-ПИК |
Е11 | ||
|
12 |
«F» |
Е12 | |||
|
13 |
«Rotamass» |
ВОЕСН |
ОЗНА БИОИ |
R1 | |
|
14 |
RCCS(T) 34-39 |
ВСН-ПИК |
R2 | ||
|
15 |
«F» |
R3 | |||
|
16 |
ВОЕСН |
R4 | |||
|
17 |
«Rotamass» |
«8800» |
ВСН-ПИК |
R5 | |
|
18 |
RCCS |
«F» |
R6 | ||
|
19 |
(T) |
ВОЕСН |
R7 | ||
|
20 |
34-39/IR |
СВГ.М |
ВСН-ПИК |
R8 | |
|
21 |
«F» |
R9 | |||
|
22 |
ВОЕСН |
R10 | |||
|
23 |
«V-bar-700» |
ВСН-ПИК |
R11 | ||
|
24 |
«F» |
R12 | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
25 |
«Promass» |
ВОЕСН |
Р1 | ||
|
26 |
Е, I, F |
ВСН-ПИК |
Р2 | ||
|
27 |
«F» |
Р3 | |||
|
28 |
ВОЕСН |
Р4 | |||
|
29 |
«8800» |
ВСН-ПИК |
Р5 | ||
|
30 |
«Promass» |
«F» |
ОЗНА |
Р6 | |
|
31 |
Е, I, F |
ВОЕСН |
БИОИ |
Р7 | |
|
32 |
СВГ.М |
ВСН-ПИК |
Р8 | ||
|
33 |
«F» |
Р9 | |||
|
34 |
ВОЕСН |
Р10 | |||
|
35 |
«V-bar-700» |
ВСН-ПИК |
Р11 | ||
|
36 |
«F» |
Р12 | |||
|
37 |
CMF, F, R |
ВОЕСН |
М1 | ||
|
38 |
ВСН-ПИК |
М2 | |||
|
39 |
«F» |
М3 | |||
|
40 |
«Rotamass» |
ВОЕСН |
М4 | ||
|
41 |
RCCS(T) 34-39 |
ВСН-ПИК |
М5 | ||
|
42 |
«F» |
М6 | |||
|
43 |
«Promass» |
ВОЕСН |
М7 | ||
|
44 |
«Маск»- |
Е, I, F |
ВСН-ПИК |
ОЗНА |
М8 |
|
45 |
-20, 50, 100 |
«F» |
БИОИ |
М9 | |
|
46 |
(вариант 1) |
ВОЕСН |
М10 | ||
|
47 |
«8800» |
ВСН-ПИК |
М11 | ||
|
48 |
«F» |
М12 | |||
|
49 |
ВОЕСН |
М13 | |||
|
50 |
СВГ.М |
ВСН-ПИК |
М14 | ||
|
51 |
«F» |
М15 | |||
|
52 |
ВОЕСН |
М16 | |||
|
53 |
«V-bar-700» |
ВСН-ПИК |
М17 | ||
|
54 |
«F» |
М18 |
Пример записи обозначения установки автоматизированной измерительной, выполненной на базе установки-реципиента «Спутник АМ-40-10-400» и комплекса средств измерений №1: «Спутник-ОЗНА-ВМ1»-Е1-400.
Примечание .
-
1 Конкретные модели средств измерений , входящие в состав комплекса средств измерений, указываются при заказе в разделе «Дополнительные требования» опросных листов.
-
2 Допускается включать в состав комплекса средств измерений влагомеры RFM фир -мы «ROXAR» или RED EYE фирмы «WEATHERFORD», имеющие метрологические характеристики не хуже, чем у указанных в графе 4 таблицы.
Экспликация основных средств измерений
Таблица 2
|
№ пп |
Наименование (обозначение) средства измерений (модели) |
Изготовитель (поставщик) |
Регистрационный номер в Госреестре |
|
1 |
Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» СМF, Т, F, R |
ЕМ- FR |
13425-06 |
|
2 |
Счетчики-расходомеры массовые «Rotamass» RCCS(T) 34-39/IR |
RY |
27054-04 |
|
3 |
Расходомеры массовые «Promass» Е, I, F |
ЕН |
15201-04 |
|
№ |
Наименование (обозначение) |
Изготовитель |
Регистрационный |
|
пп |
средства измерений (модели) |
(поставщик) |
номер в Госреестре |
|
4 |
Счетчики жидкости массовые «Маск»-20, 50, 100 (вариант 1) |
НГС |
12182-04 |
|
5 |
Расходомеры-счетчики вихревые «8800» |
FR |
14663-06 |
|
6 |
Счетчики газа вихревые СВГ.М |
ИПФ «Сибнефте-автоматика» |
13489-05 |
|
7 |
Расходомеры-счетчики вихревые «V-bar-700» |
«Эталонприбор» |
14919-05 |
|
8 |
Влагомеры сырой нефти «ВОЕСН» |
НГС |
32180-06 |
|
9 |
Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК |
ЗАО «ПИКиКо» |
17747-98 |
|
10 |
Влагомеры поточные «F» |
PhD |
17713-03 |
Примечания.
-
1. Остальные комплектующие средства измерений могут быть любого типа.
В том числе:
- измерительные преобразователи избыточного давления с верхним пределом измере -ний 6 МПа (для установок с Рр = 4,0 МПа ) и пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 0,5%;
-
- измерительный преобразователь температуры с диапазоном измерений от 0 до 100°С и пределами допускаемой относительной погрешности, не более ± 1% (на газовый трубопровод допускается не устанавливать);
-
- манометры показывающие с пределами измерения 0-6 МПа, класса точности не ниже 1,5.
Исполнение измерительных преобразователей давления и температуры - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1 А по ПУЭ.
-
2. Установки вместо влагомеров могут комплектоваться трубными катушками соответствующей конфигурации. При этом обеспечивается резервный канал связи с блоком измерений и обработки информации, для последующей установки влагомера пользователем. До установки влагомера содержание воды в рабочей среде блоком измерений и обработки информации определяет расчетным путем или она определяется лабораторным способом.
-
3. На измерительном трубопроводе переключателя скважин многоходового и жидкостном трубопроводе сепаратора монтируются пробоотборники по ГОСТ 2517-85. По согласованию с владельцем установки-реципиента, на жидкостном трубопроводе сепаратора может быть оставлен существующий счетчик ТОР (регистрационный номер в Госреестре 6965-03) или заменен соответствующей трубной катушкой.
Сокращения, принятые в экспликации основных средств измерений:
ЕМ-FR - «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount»
RY - «Rota Yokogawa GmbH& CO.KG»
ЕН - «Endress+Hauser GmbH+Co.KG»
НГС - ПО «Нефтегазовые системы»
PhD - «Phase Dynamics»
По признаку номинальной пропускной способности установки имеют два варианта исполнения.
Распределительный модуль ТБ включает в себя входные трубопроводы, переключатель скважин многоходовой, байпасный трубопровод и выходной коллектор.
В состав БА входят блоки измерений и обработки информации (далее - БИОИ) производства «АК ОЗНА» и блоки силового управления установок-реципиентов.
Комплект средств жизнеобеспечения обеспечивает укрытие (далее - ТБ и БА-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожаро-газосигнализацию
Установки имеют два варианта климатического исполнения: У и УХЛ категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.
В состав монтируемого оборудования при ремонте и модернизации (далее - ОРМ) входит комплект монтажных частей (далее - КМЧ) и КСИ.
Состав ОРМ определяется дефектной ведомостью и спецификацией к хоздоговору.
Номинальные значения среднего (среднесуточного) массового расхода сырой нефти (номинальная пропускная способность) в зависимости от типоразмера установки-реципиента, кг/с (т/сут) ................................................... 4,63(400), 17,4(1500).
Рабочее давление , МПа (кгс /см2), не более ......................... 4,0 (40).
Максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти - газовый фактор, м3/т (в стандартных условиях):
-
- без замены, при модернизации, сепаратора установки-реципиента
-
- с заменой (или доработкой) сепаратора установки-реципиента
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)
Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ, %, не более, при:
-
- измерениях унифицированных токовых сигналов
-
- измерениях интервалов времени ..............
-
- измерениях числа импульсов ..................
-
- обработке информации .....................
. ± 0,5
± 0,15
± 0,15
± 0,05.
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, не более, при:
а) измерениях массы сырой нефти ........................ ± 2,5;
б) измерениях массы обезвоженной нефти, по поддиапазонам содержания пластовой воды в сырой нефти:
до 70% ..................................... ± 6,0;
от 70% до 95% ................................. ± 15,0;
свыше 95% - в соответствии с методикой выполнения измерений, утвержденной и
аттестованной в установленном порядке;
в) измерениях объема нефтяного газа ........................ ± 5,0.
Исполнение электрооборудования установок-реципиентов и вновь устанавливаемого электрооборудования:
-
- ТБ-бокса - взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1А (ПУЭ). Категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.11-99, ГОСТ Р 51330.19-99;
-
- БА-бокса ............................... общепромышленное.
Остальные технические характеристики - в соответствии с эксплуатационной документацией установок-реципиентов.