| Номер в госреестре | 55325-13 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО "СК "РУСВЬЕТПЕТРО" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного определения массы (массового расхода) и параметров нефти сырой (далее - нефти) при учетно-расчетных операциях.
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Принцип действия СИКНС заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее - СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от СРМ, преобразователей давления, температуры, влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
- входной коллектор;
- узел фильтров (далее - УФ);
- узел измерительных линий (далее - УИЛ): 3 рабочих и 1 контрольно- резервная измерительные линии (далее - ИЛ);
- узел измерений показателей качества нефти (далее - УИК);
- выходной коллектор;
- узел подключения к передвижной поверочной установке (далее - ПУ);
- СОИ.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы (массового расхода) нефти прямым динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности нефти;
- определение массы нетто нефти;
- дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
- измерение в автоматическом режиме объемной доли воды в нефти, перепада давления на фильтрах;
- контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
- КМХ рабочего и контрольно-резервного СРМ по передвижной ПУ;
- автоматический и ручной отбор проб;
- отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и расчетов, формирование отчетов;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Средства измерений (далее - СИ), а так же другие технические средства, входящие в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
Таблица 1
| № п/п | Наименование СИ | Количество | Госреестр № |
| Приборы контрольно-измерительные показывающие | |||
| 1. | Манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 2 | 12 | 15142-08 |
| 2. | Манометр деформационный с трубчатой пружиной серии 3 | 3 | 17159-08 |
| 3. | Термометр биметаллический ТМ серии 54 | 3 | 15151-08 |
| 4. | Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 | 1 | 303-91 |
| УФ | |||
| 1. | Датчик давления 2051CD | 2 | 39531-08 |
| 2. | Датчик давления 2051TG | 1 | 39530-08 |
| УИЛ | |||
| 1. | Счетчик-расходомер массовый CMF 300 с измерительным преобразователем 2700 | 2 | 45115-10 |
| 2. | Датчик давления 2051TG | 2 | 39530-08 |
| 3. | Датчик температуры 644 | 2 | 39539-08 |
| УИК | |||
| 1. | Влагомер нефти поточный УДВН-1пм4 (далее -влагомер) | 1 | 14557-10 |
| 2. | Расходомер ультразвуковой UFM 3030K | 1 | 45410-10 |
| 3. | Прибор УОСГ-100СКП | 1 | 16776-11 |
| 4. | Пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85 | 1 | - |
| 5. | Ручной пробоотборник | 1 | - |
| 6. | Автоматический пробоотборник diff Mock True Cut 2 | 1 | - |
| 7. | Датчик давления 2051TG | 1 | 39530-08 |
| 8. | Датчик температуры 644 | 1 | 39539-08 |
| Входной и выходной коллекторы | |||
| 1. | Датчик давления 2051TG | 1 | 39530-08 |
| СОИ | |||
| 1. | Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 2 | 43239-09 |
| 2. | Rate АРМ оператора СИКНС | 1 | - |
СИ, входящие в состав СИКНС, имеют взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.0-99.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС (комплексов измерительновычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем аутентификации (введением пароля администратора) и идентификации (отображением на информационном дисплее «OCTOPUS-L» структуры идентификационных данных, содержащей наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольную сумму) ПО), а также ограничением свободного доступа к цифровым интерфейсам связи. Аппаратная защита обеспечивается опломбированием «OCTOPUS-L». ПО СИКНС имеет уровень защиты C по МИ 3286-2010.
Таблица 2
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ПО «Rate АРМ оператора ОУУН» | RateCalc.dll | 2.3.1.1 | B6D270DB | CRC-32 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» (основной и резервный) | Formula.o | 6.05 | DFA87DAC | СRС-32 |
Таблица 3
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочая среда | нефть сырая |
| Диапазон массового расхода нефти, т/ч | от 27 до 303 |
| Максимальное избыточное давление нефти, МПа | 4 |
| Рабочее избыточное давление нефти, МПа | 1,53 |
| Рабочий диапазон температуры нефти, °С | от +35 до +50 |
| Физико-химические свойства нефти: | |
| - плотность обезвоженной дегазированной нефти при рабочих условиях, кг/м3 - объемная доля воды, %, не более - плотность пластовой воды, кг/м3 - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - массовая доля серы, % - массовая доля парафина, % - массовая доля асфальтенов, %, не более - вязкость кинематическая при 20 °С, ^т - вязкость кинематическая при 30 °С, ^т - давление насыщенных паров, кПа, не более - содержание свободного газа | от 919,7 30,0 от 1050 до 1300 0,16 63,4 от 1,61 до 3,44 от 7,42 до 12,2 от 4,08 до 15,66 177.3 108.3 67 не допускается |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при измерении массы (массового расхода) нетто нефти: - при измерении объемной доли воды в нефти с помощью влагомера не превышает, %: - при объемной доле воды в нефти от 0,1 % до 5 % - при объемной доле воды в нефти от 5 % до 10 % - при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 % - при объемной доле воды в нефти от 20 % до 30 % | ±0,36 ±0,44 ±0,69 ±1,1 |
Окончание таблицы 3
| - при определении массовой доли воды в нефти в испытательной (аналитической) лаборатории в соответствии с ГОСТ 2477-65 не превышает, %: - при объемной доле воды в нефти от 0 % до 5 % - при объемной доле воды в нефти от 5 % до 10 % - при объемной доле воды в нефти от 10 % до 20 % - при объемной доле воды в нефти от 20 % до 30 % | ±0,53 ±1,0 ±1,1 ±1,9 |
| Условия эксплуатации СИ СИКН: - температура окружающей среды, °С: в месте установки СИ УИЛ, УФ в месте установки СОИ в месте установки УДВН-1пм4 - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от +5 до +35 от +10 до +35 от +5 до +35 95 от 84 до 106,7 |
| Параметры электропитания: - напряжение, В: силовое оборудование технические средства СОИ - частота, Гц | 380, трехфазное 220, однофазное 50±0,5 |
| Потребляемая мощность, В А, не более | 24000 |
| Г абаритные размеры блочно-модульного здания, мм, не более | 11000х6000х3200 |
| Масса, кг, не более | 30000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом. Комплектность средства измерений
Таблица 4
| Наименование | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО», зав. № 519 | 1 шт. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Паспорт | 1 экз. |
| МП 36-30151-2013 «Инструкция. ГСИ.Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки» | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 36-30151-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения
ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 13 июня 2013 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
- СИ в соответствии с нормативной документацией по поверке первичных измерительных преобразователей;
- калибратор: диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности воспроизведения ±(0,02 % показания +
1 мкА); диапазон воспроизведения последовательности импульсов 0.9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В, погрешность ±(0,2 В + 5% от установленного значения).
«ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО», регистрационный номер ФР.1.29.2012.12740 в Федеральном реестре методик измерений.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерительной количества и параметров нефти сырой на ДНС Западно-Хоседаюского месторождения ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»
1. ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.
2. ГОСТ Р 51330.0 - 99 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования».
3. ГОСТ Р 8.596 - 2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
4. ГОСТ Р 8.615 - 2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 19.09.2024 |
