| Номер в госреестре | 66335-16 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ "Салюкинская" ООО "РН - Северная нефть" |
| Изготовитель | ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис", г.Уфа |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения количества и показателей качества нефти Салюкинского месторождения, сдаваемой ООО «РН - Северная нефть» в межпромысловый нефтепровод «Черпаю -Баган».
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений.
В состав СИКНС входят:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) в составе двух измерительных линий (одной рабочей и одной контрольно-резервной), каждая из которых оснащена фильтром сетчатым, манометрами показывающим для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) под № 26803-11 и датчиком давления Метран-150 (регистрационный № 32854-13) для измерения разности давления, расходомером массовым Promass 83F (далее -РМ) (регистрационный № 15201-11);
- блок измерений параметров нефти сырой, выполненный по насосной схеме, в составе манометров показывающих для точных измерений МПТИ, датчика давления Метран-150, влагомера нефти поточного УДВН-1пм1 (далее - ВП) (регистрационный № 14557-10), пробоотборника автоматического «Стандарт-А», пробоотборника ручного «Стандарт-Р», счетчика нефти турбинного МИГ 32Ш (регистрационный № 26776-08), термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 № 2 и № 3 (регистрационный № 303-91), преобразователя температуры Метран-286 (регистрационный № 23410-13), места для подключения поточного преобразователя плотности, места для подключения пикнометрической установки или прибора УОСГ-100 СКП, пробоотборника для отбора пробы для определения растворенного газа;
- узел подключения передвижной поверочной установки c регулятором расхода;
- система сбора и обработки информации в составе контроллера измерительновычислительного OMNI 6000 (регистрационный № 15066-09) и автоматизированного рабочего места оператора системы на базе программного комплекса «СПЕКТР-С» (далее - АРМ);
- запорная и регулирующая арматура;
- дренажная система с запорной арматурой.
На выходном коллекторе БИЛ установлены смеситель, пробозаборное устройство щелевого типа, изготовленное в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб», термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 № 2 и № 3, преобразователь температуры Метран-286, манометр показывающий для точных измерений МПТИ, датчик давления Метран-150, регулятора расхода.
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | ПО контроллера измерительного OMNI 6000 | ПО программного комплекса АРМ «СПЕКТР-С» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | V24.75.01 | V 2.0.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | EBE1 | - |
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС приведены в таблице 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 10 до 50 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды не более 4% (объемной доли воды не более 3,365%): - при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением ВП и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % - при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % | ±0,35 ±0,45 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
| Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 803,5 до 888,0 |
| Кинематическая вязкость, сСт, не более | 8,4 |
| Диапазон давления, МПа | от 0,1 до 0,5 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от 20 до 60 |
| Массовая доля воды, %, не более | 4,0 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Содержание парафина, %, не более | 3,8 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 250 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,92 |
| Плотность пластовой воды кг/м3, не более | 1064 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Суммарные потери давления в СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик | 0,2 0,4 |
| Объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более | 8,3 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим управления: | |
| - запорной арматурой | ручной |
| - регулирующей арматурой | ручной |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть» | Заводской № 01-14 | 1 шт. |
| Инструкция ООО «РН - Северная нефть». по эксплуатации система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» | П4-04 И-02124 ЮЛ-002 | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть». Методика поверки» | МП 0465-9-2016 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0465-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 15 августа 2016 года.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «21» апреля 2015 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/7809-15 от «21» апреля 2015 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ «Салюкинская» ООО «РН - Северная нефть»
ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
