| Номер в госреестре | 74211-19 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Видное |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее по тексту- система) предназначена для измерений массы нефти сырой в автоматическом режиме.
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:
- расходомеры массовые Promass 83F (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 15201-11;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100-01 (далее по тексту - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи вторичные серии T мод. T32.1S, рег. № 50958-12;
- термопреобразователи сопротивления TR, рег. № 55776-13;
- преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, рег. № 37667-13;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), рег. № 43239-15;
- автоматизированные рабочие места (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 (ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») и автоматизированном рабочем месте оператора «Rate АРМ оператора узла учета нефти (УУН)», сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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) | 2.4.1.1 | 6.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F | 24821CE6 |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч | от 33,9 до 301,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - при определении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2-50-100-01; %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 20,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 до 50,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 до 70,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 до 85,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 до 89,85 % вкл. (до 91 % массовой доли воды); - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 до 5,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5,0 до 10,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 20,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 до 50,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 до 70,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 до 85,0 % вкл. - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 до 89,85 % вкл. (до 91 % массовой доли воды) | ±1,3 ±2,0 ±4,3 ±12,9 ±19,4 ±0,5 ±0,9 ±1,0 ±3,8 ±8,8 ±21,7 ±39,4 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Давление измеряемой среды (рабочее), МПа | от 3,4 до 3,8 |
| Давление измеряемой среды (расчетное), МПа | 4,9 |
| Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик | 0,1 0,4 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +25 до +60 |
| Диапазон плотности сырой нефти при 20 оС, кг/м3 | от 888,5 до 950,0 |
| Диапазон плотности сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3 | от 847 до 1005 |
| Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3 | от 875 до 895 |
| Диапазон плотности пластовой воды при 20 оС, кг/м3 | от 1005 до 1015 |
| Массовая доля воды в сырой нефти, не более, % | 91 |
| Диапазон кинематической вязкости, сСт | от 19,5 до 32,0 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 54 |
| Содержание растворенного газа, м3/м3, не более | 2,6 |
| Диапазон плотности выделившегося из сырой нефти растворенного газа при стандартных условиях, кг/м | от 1,0 до 1,5 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Режим работы системы | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С - помещение блока технологического - помещении операторной - атмосферное давление, кПа | от +5 до +45 от +18 до +25 от 84,0 до 106,7 |
| 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-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» | заводской № 641/2017 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 0810.00.00.000 ИЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0847-92018 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 0847-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03.12.2018 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;
- эталоны 1-го и 2-го разряда в соответствии с Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «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» 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.
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.002572013/18809-18 от 28.11.2018 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «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 | 5 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
