| Номер в госреестре | 73386-18 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения |
| 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-3 Правдинского месторождения (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 четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, 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. CMFHC3 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-10;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ-100 (далее - ВП), рег. № 42678-09;
- датчики давления Метран-150, рег. № 32854-13;
- преобразователь плотности измерительные 7835, рег. № 15644-96;
- преобразователь плотности жидкости измерительные модели 7835, рег. № 52638-13;
- 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;
- автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-16;
- манометры ФТ модели МТИф, рег. № 60168-15;
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, т/ч | от 190 до 2114 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - при применении ВП; %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 64,96 до 70.00 % вкл. (массовая доля воды от 69,00 до 73,70 % вкл.) - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,00 до 82.52 % вкл. (массовая доля воды от 73,70 до 85,00 % вкл.) - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 64,96 до 70.00 % вкл. (массовая доля воды от 69,00 до 73,70 % вкл.) - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,00 до 82.52 % вкл. (массовая доля воды от 73,70 до 85,00 % вкл.) | ±4,5 ±7,6 ±10,5 ±21,2 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Нефть сырая |
| Давление сырой нефти, МПа - рабочее - расчетное | от 1,03 до 1,82 2,5 |
| Диапазон температуры сырой нефти, оС | от +45 до +60 |
| Диапазон кинематической вязкости, мм /с (сСт) | от 52,55 до 72,4 |
| Диапазон плотности обезвоженной нефти при стандартных условиях, кг/м3 | от 865 до 880 |
| Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 | от 1005 до 1100 |
| Давление насыщенных паров при максимальной температуре, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Диапазон объемной доли воды, % | от 64,96 до 82,52 |
| Диапазон массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3 | от 7500 до 30000 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,065 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более | 20,0 |
| Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 | 1,22 |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС: - в блоке измерений показателей качества - в помещении системы обработки информации Относительная влажность воздуха, % Атмосферное давление, кПа | от +5 до +35 от +18 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106 |
| 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-3 Правдинского месторождения | заводской № 578/2013 | 1 шт. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Правдинского месторождения. Руководство по эксплуатации | 0646.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения. Методика поверки | МП 0790-9-2018 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0790-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 августа 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;
- эталоны 1-го и 2-го разряда по «Г осударственной 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 системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 16-1050-01.00270-2014 от 18.02.2014).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения
Приказ № 256 от 07.02.2018 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
