| Номер в госреестре | 87715-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ "Родинская" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Оренбургнефть" (АО "Оренбургнефть"), Оренбургская обл., г. Бузулук |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Родинская» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Принцип действия СИКНС основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси.
При косвенном методе динамических измерений расхода нефтегазоводяной смеси измеряют с помощью расходомеров ультразвуковых UFM500 и преобразователя плотности и расхода Micro Motion CDM. Выходные электрические сигналы расходомеров ультразвуковых и преобразователя плотности и расхода поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), который преобразует их в массу нефтегазоводяной смеси.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока фильтров (далее -БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), входного и выходного коллекторов (ВК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ) и системы сбора и обработки информации (далее -СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольнорезервной (далее - ИЛ 2).
Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на СИКНС и ее компоненты.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты, приведенным в таблице 1, могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа.
| Наименование измерительного компонента | Количество измерительных компонентов (место установки) | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Расходомер ультразвуковой UFM 500, модель UFM 500K | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 29975-05 |
| Датчик давления 415М, модель 415М-ДИ-ВН | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 59550-14 |
| Датчик температуры ТПУ0304 модель ТПУ 0304Exd/M1 | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 50519-17 |
| Преобразователи перепада давления YOKAGAWA, модель EJA 110E | 3 (БФ) | 59868-15 |
| Влагомер сырой нефти поточный ВСН-2 | 1 (БИК) | 24604-12 |
| Преобразователь плотности и расхода Micro Motion CDM, модель CDM100 | 1 (БИК) | 63515-16 |
| Датчик температуры ТСПУ 0104, модель ТСПУ 0104 Exd | 1 (БИК) | 29336-05 |
| Счетчик турбинный «ТОР», модель ТОР-1-50 | 1 (БИК) | 6965-03 |
| Комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей «ОКТОПУС-Л» | 2 (СОИ) | 43239-15 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС не предусмотрена. Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Заводской № 123/2018.
Программное обеспечение (далее - ПО) обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
ПО СИКНС реализовано в ИВК и ПО автоматизированного рабочего места оператора «RateCalc» (далее - АРМ оператора). ПО ИВК и АРМ оператора настроено для работы и испытано при испытаниях СИКНС в целях утверждения типа.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные метрологически значимой части ИВК и ПО АРМ оператора СИКНС приведены в таблице 2.
| Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС | ||
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| ИВК | АРМ оператора | |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | RateCalc |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.15 | 2.4.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5ED0C426 | F0737B4F |
| 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 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода: ИЛ 1, т/ч ИЛ 2, т/ч | от 15 до 350 от 15 до 350 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,9 |
| Примечание - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируются в соответствии с документом: «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Родинская» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43754) | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Температура окружающего воздуха, °С | от -40 до +50 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | (3 80±3 8)/(220±22) 50±1 |
| Средний срок службы системы, лет | 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 - массовая доля воды в измеряемой среде, % - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной нефти, мг/дм3 - массовая концентрация хлористых солей в НГВС, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3 - содержание свободного газа | нефтегазоводяная смесь от 0,8 до 4,0 от 0 до + 50 от 842 до 904 от 1143 до 1157 от 5 до 95 до 2050 до 189000 до 0,05 от 0,5 до 5,0 от 1,05 до 1,60 отсутствует |
наносится на титульный лист технологической инструкции СИКНС типографским способом.
Комплектность СИКНС приведена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Родинская» | - | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | П1-01.05 ИЭ-125 ЮЛ-412 | 1 экз. |
приведены в документе «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Родинская» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2022.43754).
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»;
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 обл., г. Бузулук, ул. Магистральная, д. 2 Телефон: +7 (35342) 73-670, +7 (35342) 73-317 Факс: +7 (35342) 73-201
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
