Назначение
Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» (далее - установки) предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, массы нетто нефти и объема попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).
Описание
Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.
Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация). БА и БТ могут быть закрытого (с укрытием) или открытого исполнения (без укрытия или с быстросъемными панелями, защищающими от атмосферных осадков, ветра и др.). В случае открытого исполнения блоков система жизнеобеспечения не применяется или может включать не все компоненты в зависимости от технических требований. В состав конкретной установки могут входить другие дополнительные функциональные блоки, не выполняющие измерительной функции. Количество и исполнение блоков установки определяется в зависимости от количества подключаемых скважин и необходимости реализации дополнительных функций, помимо измерительных.
БТ может состоять из измерительного модуля или из измерительного и распределительного модулей.
Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами измерений (далее - СИ).
Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения.
Номенклатура применяемых основных СИ приведена в таблице 1.
Совокупность основных СИ, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.
Таблица 1 - Основные СИ, применяемые в установках
| № | Наименование, тип | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16; 71393-18 |
| 2 | Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые Rotamass мод. RC | 75394-19 |
| 3 | Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15; 77657-20 |
| 4 | Счётчики-расходомеры кориолисовые КТМ РуМАСС | 83825-21 |
| 5 | Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| 6 | Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс | 70629-18 |
| 7 | Расходомеры - счетчики массовые OPTIMASS | 78635-20; 77658-20 |
| 8 | Расходомеры массовые Promass | 15201-11; 86234-22 |
| 9 | Расходомеры массовые Promass 100, Promass 200 | 57484-14 |
| 10 | Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass 500) | 68358-17 |
| 11 | Расходомеры массовые TM-R, TMU-R, HPC-R | 80841-21 |
| 12 | Расходомеры массовые с преобразователями расхода и измерительными преобразователями I/A Series (расходомеры), CFS10, CFS20 (преобразователи расхода) и CFT50, CFT51 (измерительные преобразователи) | 53133-13 |
| 13 | Счетчики жидкости СКЖ | 14189-13 |
| 14 | Счетчики количества жидкости камерные СКЖ | 75644-19 |
| 15 | Счетчики ковшовые скважинной жидкости КССЖ | 80540-20 |
| 16 | Счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300 | 65918-16 |
| 17 | Счетчики газа КТМ600 РУС | 62301-15 |
| 18 | Расходомеры газа ультразвуковые Руна УНЛ-260 | 78750-20 |
| 19 | Датчики расхода газа DYMETIC-1223M | 77155-19 |
| 20 | Датчики расхода - счетчики ДАЙМЕТИК-1261 | 67335-17 |
| 21 | Расходомеры Turbo Flow GFG | 57146-14 |
| 22 | Счетчики-расходомеры массовые Turbo Flow CFM | 83374-21 |
| 23 | Расходомеры-счетчики газа ультразвуковые TurboFlowUFG | 56432-14 |
| 24 | Расходомер-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ) | 73894-19 |
| 25 | Ультразвуковой расходомер-счетчик газа «Вега-Соник ВС-12» | 68468-17 |
| 26 | Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600 | 43981-11 |
| 27 | Счетчики газа ультразвуковые СГУ | 57287-14 |
| 28 | Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» | 42775-14 |
| 29 | Расходомеры-счетчики вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200» | 86309-22 |
| 30 | Расходомеры вихревые Rosemount 8600D | 50172-12 |
| 31 | Расходомеры-счетчики вихревые 88 | 79217-20 |
| 32 | Счетчики газа вихревые СВГ | 13489-13 |
| 33 | Датчики расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| 34 | Расходомеры-счетчики тепловые t-mass | 35688-13 |
| 35 | Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
Продолжение таблицы 1
| № | Наименование, тип | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 36 | Измерители обводнённости и газосодержания нефте-газо-водяного потока "ВГИ-1" | 84473-22 |
| 37 | Влагомеры поточные моделей L и F | 56767-14 |
| 38 | Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase | 47355-11 |
| 39 | Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 | 65112-16 |
| 40 | Влагомеры оптические емкостные сырой нефти АМ-ВОЕСН | 78321-20 |
Вспомогательные СИ могут быть любого типа, в том числе:
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 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;
- измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;
- манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 МПа, класс точности не ниже 1,5;
- термометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 100 °С, класс точности не ниже 1,5;
- счетчики жидкости турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %;
- счетчики количества жидкости, с диапазоном измерений от 0 до 170 т/ч и пределами допускаемой относительной погрешности измерений не более ±2,0 %.
Одним из элементов измерительного модуля является двухфазный (газо-жидкостный) или трехфазный (нефте-газо-водяной) сепаратор гравитационного, трубного или иного типа, обеспечивающий разделение фаз перед измерением. По конструкции сепаратор может быть од-нокамерным/двухкамерным, горизонтальным или вертикальным. Если поступающая продукция скважины однофазна (поступает только условно жидкостная фаза или условно газовая) и отвечает требованиям рабочих условий применяемых средств измерений, то сепаратор в измерительном модуле может не применяться.
Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.
Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, 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, оборудованным индикатором уровня.
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 высокопредельные счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений, в случаях, если дебиты сырой нефти и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений этих счетчиков (расходомеров).
Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электро- или пневмоприводом на жидкостном трубопроводе, регулятора расхода - на газовом трубопроводе, при необходимости регулятор расхода может быть заменен на кран (или клапан) с электро- или пневмоприводом.
Если дебиты сырой нефти и нефтяного газа всех подключенных к установке скважин соответствуют диапазонам измерений счетчиков (расходомеров), заслонки могут быть установлены и на газовом и на жидкостном трубопроводах. В этом случае, регуляторы расхода (краны, клапана) не устанавливаются.
Вертикальные сепараторы, рассчитанные на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, могут быть оборудованы осушителем газа. В остальной части не отличаются от двухкамерных горизонтальных сепараторов.
Однокамерные горизонтальные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, могут комплектоваться электроуправляемыми кранами, либо пневмоуправляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).
Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.
Распределительный модуль предназначен для подключения скважин к измерительному модулю. Он может включать в себя, в зависимости от варианта исполнения:
- входные трубопроводы;
- блок трехходовых кранов;
- переключатель скважин многоходовой (далее-ПСМ);
- трубопровод, подключаемый к измерительному модулю;
- байпасный трубопровод, с перемычкой на измерительный модуль;
- дренажные линии;
- выходной коллектор;
- патрубки для подключения передвижной измерительной установки;
- фильтр(ы);
- патрубок для подключения пропарочной установки.
В состав БА могут входить:
- блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ);
- шкаф силовой (далее - ШС).
- шкафы вспомогательные.
Если БА не применяется, то возможны следующие конфигурации:
- ШС и/или БИОИ общепромышленного исполнения могут быть установлены удаленно в помещениях и/или на специально отведенных площадках на объекте заказчика;
- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть установлены в БТ установки;
- ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть смонтированы вне установки на специально отведенных площадках на объекте заказчика.
БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов - не более ±0,5 % и/или числа импульсов - не более ±0,15 %.
Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2.
Таблица 2 - Основные типы контроллеров, применяемых в установках
| № | Наименование, тип | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е),312,313, 337Е, 570/575 | 69436-17 |
| 2 | Контроллеры SCADAPack | 86492-22 |
| 3 | Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator | 65466-16 |
| 4 | Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 SIMATIC S7-1200 | 15772-11 63339-16 |
| 5 | Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 | 60314-15 |
| 6 | Контроллеры механизированного куста скважин КМКС | 50210-12 |
| 7 | Системы управления модульные B&R Х20 | 57232-14 |
| 8 | Устройства центральные процессорные системы управления B&R X20 | 84558-22 |
| 9 | Контроллеры измерительные ControlWave Micro | 63215-16 |
| 10 | Модули аналоговые I-7000, М-7000, tM, I-8000, I-87000, I-9000, I-9700, ET-7000, PET-7000, ET-7200, PET-7200 | 70883-18 |
| 11 | Устройства программного управления TREI-5B | 31404-08 |
| 12 | Контроллеры программируемые логические BRIC | 82839-21 |
| 13 | Контроллеры программируемые логические АБАК ПЛК | 63211-16 |
| 14 | Контроллеры программируемые логические Unistream | 62877-15 |
| 15 | Контроллеры программируемые логические МКLogic200 А | 85559-22 |
| 16 | Контроллеры измерительные К-15 | 75449-19 |
| 17 | Модули ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов MDS | 37445-09 |
| 18 | Модули автоматики NL | 75710-19 |
| 19 | Контроллеры программируемые ЭЛСИ-ТМК | 62545-15 |
Заводские (серийные) номера установок нанесены методом лазерной маркировки на таблички, которые прикреплены снаружи на блок-боксы блоков аппаратурных и технологических.
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.
Рисунок 1 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ
Место пломбирования
Общий вид и схема пломбирования представлена на рисунках 2-7.
Пломба службы качества
Рисунок 2 - Внешний вид БТ и схема пломбирования
Пломба службы качества
Рисунок 3 - Внешний вид БА и схема пломбирования
Рисунок 4 - Внешний вид оборудования БТ многоскважинной установки
Рисунок 5 - Внешний вид оборудования БА общепромышленного исполнения
Рисунок 6 - Внешний вид оборудования БТ односкважинной установки с БИОИ взрывозащищенного исполнения
Рисунок 7 - Внешний вид БИОИ взрывозащищенного исполнения
Программное обеспечение
БИОИ предназначен для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей, вычислений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на ШС.
В процессе измерений, БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей, усредняет, по соответствующим алгоритмам обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.
БИОИ может быть построен c использованием следующих компонентов:
1) промышленного программируемого логического контроллера (далее - ПЛК) без операционной системы (далее - ОС);
2) средства человеко-машинного интерфейса (далее - HMI), называемого также операторской панелью;
3) измерительно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) на базе встраиваемых компьютеров (Embedded Computer, без средства HMI), промышленных панельных компьютеров (Industry Panel Computer, совмещено с HMI) производства FIREFLY TECHNOLOGY CO, LTD (КНР), с операционной системой (ОС Linux\WinCE\QNX и т.п.), зарегистрированных ООО "ОЗНА-ДИДЖИТАЛ СОЛЮШНС" как Вычислительные машины FIREFLY, декларация о соответствии ЕАЭС N RU Д-СКРАО5.В.7ОО36/22 от 22.08.2022 действует до 16.08.2027. Основные применяемые модели серий EC-A (EC-A3399ProC, EC-A3399C, EC-A3568J, EC-A3288C и др.), IPC (IPC-M10R800-A3568J, IPC-M10R800-A3399C, IPC-M10R800-A3288C) и их аналоги на базе процессоров ARM64.
ИВК может выполнять функции и заменять собой в составе БИОИ промышленный ПЛК и\или HMI (операторскую панель), но может использоваться и вместе с ними, в зависимости от состава конкретного исполнения БИОИ.
Комплекс ПО состоит из следующих частей:
1. ПО HMI (операторской панели);
2. ПО ПЛК (автоматизированного управления);
3. ПО ИВК (вычислителя параметров дебита).
ПО HMI метрологически значимой частью ПО не является, никаких расчетов и обработки данных не выполняет, и представляет собой только средство визуального интерфейса пользователя.
ПО ПЛК является метрологически значимой частью программного обеспечения и реализуется либо встроенными средствами промышленного ПЛК без ОС, либо в специализированном ПО ИВК с ОС - например в ПО Codesys, IsaGRAF, Beremiz и т.п.
ПО ИВК является метрологически значимой частью программного обеспечения и реализуется либо внутри ПО ПЛК, либо в виде динамически-линкуемой библиотеки DLL\SO (в ПК\миниПК с ОС и т.п.), используемой ПО ПЛК через унифицированные стандартные интерфейсы (Ethernet\RS485 и т.п.) и протоколы (TCP\IP, Modbus и т.п.).
После подачи питания на БИОИ ПО ПЛК выполняет ряд самодиагностических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизменности исполняемого кода, путем расчета и публикации контрольной суммы. Неизменность метрологических характеристик ПО ПЛК\ИВК и их соответствие методике (методу) измерений определяется путем выполнения серии расчетов над неизменным тестовым набором исходных и конфигурационных данных, добавления метрологически значимых результатов произведенных расчетов к этому набору и расчета контрольной суммы от полученного набора двоичных данных. Значение контрольной суммы визуально представляет собой группу из четырех шестнадцатеричных цифр, отделенную от служебного идентификатора точкой. Равенство контрольной суммы значению, указанному в настоящем описании типа, удостоверяет неизменность метрологических характеристик ПО и используемых, согласно методике (метода) измерений, алгоритмов расчетов.
Исполняемый код ПО ПЛК\ИВК, исходные данные для расчетов (наборы условнопостоянных величин), результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти ПЛК и\или ИВК БИОИ. Замена исполняемого кода ПО ПЛК\ИВК БИОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.
Исполняемый код ПО HMI хранится в энергонезависимой памяти операторской панели (при её наличии) или в памяти ИВК. Замена исполняемого кода ПО HMI, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.
Идентификационные данные ПО установки приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО_________________________________________
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО ПЛК | ПО ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | IS.MR.101 | IS.MR.201 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1 .xxxxxx1) | 1.ZZZZZZ1) |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | yyyy2).F3C4 | kkkk2).94C7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC-16 | CRC-16 |
| 1) - номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслеживания исходных текстов ПО ПЛК \ ПО ИВК в системе контроля версий производителя, может быть любым; 2) - служебный идентификатор ПО ПЛК \ ПО ИВК из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым. |
Защита ПО установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.
Погрешность расчетов, выполняемых ПО ПЛК\ИВК, благодаря использованию чисел с плавающей запятой в формате IEEE 754 и стандартных математических библиотек применяемых языков программирования ПО ПЛК\ИВК, влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерений.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 4, 5.
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут | от 0,24 до 4000 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости: - при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа • с, %, не более - при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа • с и более, %, не более | ±2,5 ±10,0 |
Продолжение таблицы 4
| 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 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| 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 |
Продолжение таблицы 5
| 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, Г ц - 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 |
Знак утверждения типа
на металлические таблички, методом лазерной маркировки или аппликацией, укрепленные на БТ и БА-боксах, а также типографским или иным способом - на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность
Комплектность поставки соответствует таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР», в том числе: 1) | - | 1 шт. |
| - блок технологический 1) | - | - |
| - блок аппаратурный 1) | - | - |
| - блоки функциональные 1) | - | - |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) | - | - |
| Руководство по эксплуатации 2) | - | 1 шт. |
| Паспорт 2) | - | 1 шт. |
| Комплект монтажных частей | - | - |
| 1) Обозначение установки и блоков, входящих в ее состав, выбирается исходя из конфигурации установки, определяемой заказом 2) Обозначение документа определяется исходя из конфигурации установки, определяемой заказом |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» и систем измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». (Свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/7709-22 от 09.09.22 г.). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2022.44135.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 8.637- 2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
ТУ 3667-088-00135786-2007. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Технические условия.
