| Номер в госреестре | 85825-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Долговская" АО "Оренбургнефть" |
| Изготовитель | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш"), г. Тюмень |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Долговская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Долговская» 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 нефтегазоводяной смеси 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 номер СИКНС 8015.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого 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, модель CMF300M | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 45115-16 |
| Датчик давления Метран-150, модель 150TG | 4 (БФ), 3 (БИЛ), 1 (БИК) | 32854-13 |
| Преобразователь температуры Метран-280-Ex, мод. термопреобразователь сопротивления Метран-286-Ex | 3 (БИЛ), 1 (БИК) | 23410-13 |
| Влагомер поточный ВСН-АТ, модель ВСН-АТ.050.060.УМ-020-С | 1 (БИК) | 62863-15 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 1 (БИК) | 57762-14 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 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.
К нижнему уровню относится ПО комплекса 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.
| 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 таблице 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | От 16 до 267 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером ВСН-АТ (далее - влагомером), %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0,01 до 5 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 % включ. : - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 15,6 % включ.: | ± 0,35 ± 0,4 ± 0,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в дегазированной нефти в аттестованной испытательной лаборатории: - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5 % включ. : - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 % включ. : - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 20 % включ.: | ± 0,6 ± 1,1 ± 2,5 |
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерени й (т/ч) | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
| Первичный измеритель ный преобразо ватель | Вторичная часть | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | ИК массового расхода нефтегазо водяной смеси | 2) К ^ (И И 2 | Счетчик- расходомер массовый Micro Motion модель CMF300 | Комплекс измерительно вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OKTOPUS-L») | От 16 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.
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Температура окружающего воздуха, °С: | от - 40 до + 50 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Измеряемая среда со следующими параметрами: - избыточное давление измеряемой среды, МПа -температура измеряемой среды, °С - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3 - объемная доля воды (массовая), %, - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной нефтегазоводяной смеси, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа | Нефтегазоводяная смесь от 0,8 до 3,0 от +10 до +50 от 800 до 880 от 1100 до 1200 от 1,05 до 1,6 до 15,6 (до 20) до 15000 до 0,5 от 0,5 до 5 отсутствует |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Долговская» АО «Оренбургнефть» | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | П1-01.05 ИЭ-127 ЮЛ-412 | 1 экз. |
приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Долговская»», утверждена АО «Нефтеавтоматика», (регистрационный номер ФР.1.29.2021.40579).
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 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.
Правообладатель
Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)
ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская область, г. Бузулук, ул. Магистральная, дом 2 Телефон: +7 (35342) 73-670, +7 (35342) 73-317 факс: +7 (35342) 73-201 Web-сайт: www.orenburgneft.rosneft.ru; E-mail: orenburgneft@rosneft.ru
