| Номер в госреестре | 67353-17 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "Автоматизация-Метрология-Эксперт", г.Уфа |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти подготовленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на центральный пункт сдачи нефти.
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы сырой нефти прямым методом динамических измерений.
В состав СИКНС входят:
1) технологического комплекса в составе:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок измерений параметров сырой нефти (далее - БИК);
- узел подключения передвижной ПУ;
- пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517 с лубрикатором;
2) системы сбора, обработки информации и управления (далее - СОИ);
3) системы распределения электроэнергии.
БИЛ состоит из рабочей, резервной и контрольной измерительных линий. В измерительных линиях установлены:
- счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion модели CMF300», типы зарегистрированы в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № (далее - регистрационный №) 45115-10 в комплекте с электронными преобразователями «MVD 2700»;
- манометры избыточного давления показывающие «МП4-У», регистрационный № 37047-08;
- манометры для точных измерений типа МТИ регистрационный № 1844-15;
- преобразователи давления измерительные 3051S, регистрационный № 24116-13;
- преобразователи измерительные «Rosemount 644» с термопреобразователями сопротивления «Rosemount 0065», регистрационный № 14683-09;
- фильтры жидкостные сетчатые типа «МИГ-ФБ»;
- узел для подключения передвижной поверочной установки;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
На входном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр для точных измерений типа МТИ;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ», регистрационный № 22235-01;
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- манометр для точных измерений типа МТИ;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ»;
- преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10», регистрационный № 32460-06.
В БИК установлены:
- влагомер нефти поточный «УДВН-1пм2», регистрационный № 14557-05;
- датчик давления «Метран-100-Ех-ДИ»;
- преобразователь сопротивления с измерительным преобразователем температуры типа «JUMO модель 902820/10»;
термометр ртутный стеклянный лабораторный «ТЛ-4 № 2», регистрационный № 303-91;
- автоматический пробоотборник «Стандарт-A»;
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
- счетчик турбинный «НОРД-М» регистрационный № 5638-02;
- фильтр жидкостный сетчатый типа «МИГ-ФБ»;
- манометры избыточного давления показывающие «МП4-У»;
- манометр для точных измерений типа МТИ;
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
СОИ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («Octopus-L») регистрационный № 43239-15.
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».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | МС 200.00.XX.00-09 АВ |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.07 |
| Цифровой идентификатор ПО | CFF9 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC 16 |
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС приведены в таблице
2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Расход сырой нефти через СИКНС, т/ч - минимальный | 13,6 |
| - максимальный | 272 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10,0 % при определении объемной доли воды в сырой нефти с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 и определении массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % | ±0,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 13,3 % при определении в испытательной лаборатории массовой доли воды в сырой нефти, массовых долей механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, % | ±0,7 |
| Наименование характеристики | Параметры |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Вязкость кинематическая, мм2/с (сСт) | от 5,3 до 7,2 |
| Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 | от 830 до 850 |
| Давление сырой нефти, МПа: - рабочее - максимально допустимое | от 0,5 до 1,6 1,6 |
| Диапазон температуры сырой нефти, °С | от +32 до +50 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 10,0 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | 0,006 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | от 0,003 до 0,05 |
| Содержания свободного газа, % | отсутствует |
| Суммарные потери давления в СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более: - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) | 0,2 0,4 |
| Электропитание: силового оборудования, оборудования СОИ | трехфазное 380 В / 50 Гц однофазное 220 В / 50 Гц |
| Установленный срок службы, не менее, лет | 10 |
| Режим работы СИКНС | Непрерывный |
| Режим управления запорной арматурой | Ручной |
наносится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» | Заводской номер 1 | 1 шт. |
| Системы измерений количества и показателей качества нефти сырой. Руководство по эксплуатации | ННГ 001.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО «Г азпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки» | МП 0521-9-2016 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0521-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 01 декабря 2016 года.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка по ГОСТ 8.510-2002 с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «08» ноября 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/14309-16 от «30» ноября 2016 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ДНС с УПСВ Средне-Итурского месторождения АО «Г азпромнефть - Ноябрьскнефтегаз»
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.
