Установки измерительные ОЗНА-МАССОМЕР

Основные
Тип ОЗНА-МАССОМЕР
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 1089 п. 01 от 22.07.2014Приказ 386 п. 01 от 28.03.2014Приказ 1059 п. 03 от 27.11.2012Приказ 270 п. 01 от 20.04.201203д4 от 29.07.10 п.383
Класс СИ 29.01.04
Примечание 22.07.2014 Внесены изменения в описание типа28.03.2014 Внесены изменения в описание типа27.11.2012 Изменения в названии организации20.04.2012 утвержден вместо 34745-07
Срок действия сертификата 20.04.2017
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C

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.

Развернуть полное описание