| Номер в госреестре | 85572-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Савельевская" АО "Оренбургнефть" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Метрологический центр Контрольно-измерительные технологии" (ООО МЦ "КИТ"), г. Москва |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Савельевская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Савельевская» АО «Оренбургнефть (далее - СИКНС) основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси 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 нефтегазоводяной смеси 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. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС 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 (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ), системы дренажа и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольно-резервной (далее - ИЛ 2). БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Часть измерительных компонентов СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК), метрологические характеристики которых определяют комплектным методом. Заводской № 43.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1. компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
| Наименование измерительного компонента | Место установки, кол-во, шт | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF350 | 1 (ИЛ1), 1 (ИЛ2) | 45115-16 |
| Датчик давления Метран-150, модель 150TG3 | 1 (ИЛ1), 2 (ИЛ2), 1 (БИЛ), 4 (БФ) | 32854-13 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-276 | 1 (БИК) | 21968-11 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран 2700 | 2 (ИЛ1), 1 (ИЛ2), 1 (БИК), 1 (БИЛ) | 38548-13 |
| Влагомер поточный ВСН-АТ.050.040.УМ-100 | 1 (БИК) | 62863-15 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 DN 25 | 1 (БИК) | 57762-14 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» | 2 (СОИ) | 43239-15 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, которой пломбируется фланцевые соединения расходомеров массовых. Неизменность ПО расходомеров массовых обеспечивается защитой бесконтактных кнопок управления с помощью знаков поверки в виде наклеек и пломбированием шпилек, ограничивающих снятие крышек вторичных электронных преобразователей. Пломбы, несут на себе поверительные клейма, в соответствии с МИ 3002-2006 Рекомендация «ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализованное в автоматизированном рабочем месте оператора - ПО «RATE» (далее - АРМ оператора).
ПО СИКНС разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора -«RATE» (далее - АРМ оператора), выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, получения архивных данных, вычисления массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто сырой нефти, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объектов, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.
К нижнему уровню относится ПО комплексу измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведением вычислительных операций, хранением калибровочных таблиц, передачей данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
ПО СИКНС защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств: реализованы система паролей доступа, авторизация пользователей, криптографические методы защиты. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ оператора | ИВК | |
| Идентификационное наименование ПО | RateCalc | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4.1.1 | 6.15 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F | 5ED0C426 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC32 |
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Рабочий диапазон расхода через УУН: - массового расхода по ИЛ №1, т/ч | от 83 до 267 |
| - массового расхода по ИЛ №2, т/ч | от 83 до 267 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды влагомером ВСН-АТ, при содержании воды в нефтегазоводяной смеси, %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0,01 % до 5 %: | ± 0,9 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 %: | ± 1,0 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 20 %: | ± 1,1 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 20 % до 50 %: | ± 2,0 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 50 % до 70 %: | ± 5,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 70 % до 85 %: | ± 12 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 85 % до 95 %: | ± 40 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении массовой доли воды в лаборатории, при содержании воды в нефтегазоводяной смеси, %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 % до 5 %: | ± 0,6 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 %: | ± 1,1 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 20 %: | ± 2,5 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 20 % до 50 %: | ± 14 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 50 % до 65 %: | ± 50 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик__
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерени й (т/ч) | Пределы допускаемой погрешности ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | ИК массово го расхода сырой нефти | 2) Я ^ (И И 2 | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF350 | Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей «ОКТОПУС-Л» | От 83 до 267 | ±0,25 %1) (±0,20 %)2 |
| 1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного; 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного. | ||||||
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от - 43 до + 50 |
| Условия эксплуатации: а) для СИ, установленных в комплексе технологическом: б) для ИВК, установленного в здании операторной: - относительная влажность воздуха, % - атмосферное давление, кПа | От + 5 до + 50 От + 1 до + 50 до 95 без конденсации влаги; от 84 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Измеряемая среда со следующими параметрами: - количество измерительных линий, шт Избыточное давление, МПа - минимальное - рабочее - максимальное -температура измеряемой среды, °С - плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3 - плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к стандартным условиям, кг/м3 - объемная доля воды, %, - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа - режим работы СИКНС Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота питающей сети, Гц | Нефтегазоводяная смесь 2 (1 рабочая ИЛ 1, 1 резервноконтрольная ИЛ 2) 0,7 1.5 3.5 от +10 до +50 от 1100 до 1200 от 830 до 950 до 95 до 305000 до 0,5 от 0,5 до 5 не допускается непрерывный (380±38)/(220±22) 50±1 |
Наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность СИКНС приведена в таблице 6
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Савельевская» АО «Оренбургнефть», заводской № 43 | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | П1-01.05 ИЭ-128 ЮЛ-412 | 1 экз. |
Приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Савельевская»» утверждена АО «Нефтеавтоматика» г.Казань 26 марта 2021 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2021.39876.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Савельевская» АО «Оренбургнефть».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня средств измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
