| Номер в госреестре | 86290-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ "Курманаевская" АО "Оренбургнефть" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| 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 измерения количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Курманаевская» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Курманаевская» 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 номер СИКНС №8016.
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.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование измерительного компонента | Место установки, кол-во, шт. | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модель CMF300 | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 45115-16 |
| Датчик давления Метран-150, модель 150TG | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (бил), 1 (бик), 2(БФ-1),2 (БФ-2), | 32854-13 |
| Преобразователь температуры Метран-280, Метран-286-Ех | 1 (ИЛ 1) 1 (ил 2) 1 (БИЛ) 1 (бик) | 23410-13 |
| Влагомер поточный ВСН-АТ, модель ВСН-АТ.050.060.УМ-100 | 1 (БИК) | 62863-15 |
| Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 | 1 (БИК) | 57762-14 |
| Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 2 (Операторная) | 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.
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 таблице 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 60 до 130 |
| 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.050.60. УМ-100 (далее - влагомером), %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси от 0,01 до 5,0 % включ.: | ±0,9 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси свыше 5 до 10 % включ. : | ±1,0 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси свыше 10 до 20 % включ.: | ±1,1 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси свыше 20 до 50 % включ.: | ±2,0 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси свыше 50 до 70 % включ.: | ±5 ,5 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси свыше 70 до 85 % включ.: | ±12,0 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
| смеси свыше 85 до 95 % включ.: | ±40,0 |
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в лаборатории, при содержании воды в нефтегазоводяной смеси, %: - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5,0 % включ.: | ±0,6 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 5 до 10 % включ.: | ±1,1 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 10 до 20 % включ. : | ±2,5 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 20 до 50 % включ.: | ±14,0 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 50 до 65 % включ.: | ±50,0 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_
| о, е S о Но | Наименование ИК | Количеств о ИК (место установки) | Состав ИК | Диапазон измерений (т/ч) | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
| Первичный измерительный преобразователь | Вторичная часть | |||||
| 1, 2 | ИК массового расхода нефтегазо водяной смеси | 2 (ИЛ 1, ИЛ2) | Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модель CMF300 | Комплекс измерительно вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OKTOPUS-L») | от 60 до 130 | ±0,25 %1) (±0,20 %)2) |
| Примечания: 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 |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Температура окружающего воздуха, °С | от - 43 до + 50 |
| Температура измеряемой среды, °С | от 5 до + 50 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 0,8 до 4,0 |
| Массовая доля воды в измеряемой среде, % не более | от 0,01 до 95,00 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 | от 820 до 880 |
| 1 | 2 |
| Плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 | от 1100 до 1200 |
| Массовая концентрация хлористых солей обезвоженной нефтегазоводяной смеси, мг/дм3, не более | 15000 |
| Массовая доля механических примесей, % | 0,5 |
| Содержание объемной доли растворенного газа, м3/м3 | от 0,5 до 5,0 |
| Плотность нефтяного газа в стандартных условиях, кг/м3 | от 1,05 до 1,60 |
| Средний срок службы, лет | 10 |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Курманаевская» АО «Оренбургнефть» | - | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | П4-04 ИЭ-161 ЮЛ-412 | 1 |
приведены в документе ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Курманаевская», утвержденном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» г. Казань 19.04.2021 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2021.40567.
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня средств измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
Правообладатель
Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)
ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская обл., 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
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
