| Номер в госреестре | 73384-18 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г. Видное |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-10;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100 (далее - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, рег. № 37667-13;
- преобразователи измерительные 3144Р, рег. № 14683-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые 65, рег. № 22257-11;
- преобразователи температуры Метран-286, рег. № 23410-13;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, рег. № 48218-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. № 43239-09;
- контроллер программируемый Simatic S7-400, рег. № 15773-11;
- автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11, 46078-16;
- манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, рег. № 34911-11;
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее -ИВК) и автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора «Rate АРМ оператора УУН», сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ПО «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) | ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) | |
| Идентификационное наименование ПО | Rate АРМ оператора УУН | Formula.0 |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 2.3.1.1 | 6.05 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | DFA87DAC |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч | От 50 до 500 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |
| массы сырой нефти, %: | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении | |
| массы нетто нефти сырой | |
| - при определении массовой доли воды с применением ВП; %: | |
| - при содержании объемной доли воды от 8,745 до 10 % вкл.; | ±1,2 |
| - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.; | ±1,4 |
| - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.; | ±2,1 |
| - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.; | ±4,3 |
| - при содержании объемной доли воды от 70 до 73,52 % вкл. | ±7,3 |
| - при определении массовой доли воды в испытательной лабора | |
| тории; %: | |
| - при содержании объемной доли воды от 8,745 до 10 % вкл.; | ±0,6 |
| - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.; | ±1,2 |
| - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.; | ±4,4 |
| - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.; | ±10,1 |
| - при содержании объемной доли воды от 70 до 73,52 % вкл. | ±12,1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Рабочее давление сырой нефти, МПа | от 1,0 до 1,5 |
| Диапазон температуры нефти, оС | от +20 до +80 |
| Вязкость кинематическая нефти, мм2/с (сСт), не более | 19,5 |
| Диапазон плотности при рабочих условиях, кг/м3 | от 853,4 до 962,0 |
| Диапазон плотности обезвоженной нефти при стандартных условиях, кг/м3 | от 872,0 до 885,3 |
| Плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3, не более | 1011 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Диапазон массовой доли воды, % | от 10 до 76,3 |
| Диапазон массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3 | от 1485,7 до 11761,4 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,057 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Диапазон содержания растворенного газа, м3/ м3 | от 0,3 до 1,4 |
| Режим работы системы | постоянный |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 380 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС: - помещение блочно-модульного здания блока технологического; - помещение блока местной автоматики; - помещение операторной; - помещение электрощитовой | не ниже +5; от +18 до +25; от +18 до +25; не ниже +5 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» | заводской № 594/2014 | 1 шт. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Руководство по эксплуатации | 0706.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки | МП 0812-9-2018 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0812-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 августа 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;
- эталоны 1-го и 2-го разряда по «Государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта №256 от 07.02.2018 с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
ГСИ. Масса нефти сырой. Методика (метод) измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/3109-15 от 25.02.2015).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г.
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
