Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 41990-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва |
| 41990-09: Описание типа СИ | Скачать | 241.4 КБ |
Для измерений массы и параметров сырой нефти при учетных операциях ООО "РН-Пурнефтегаз" (г.Губкинский).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 41990-09 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения |
| Технические условия на выпуск | проект.документация ЗАО |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИР |
| Адрес центра | 420088, г.Казань, ул.2-я Азинская, 7а |
| Руководитель центра | Иванов Валерий Павлович |
| Телефон | (8*843*2) 72-70-62 |
| Факс | 72-00-32 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 37548 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 12 от 03.12.09 п.44 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва
Россия
Юр.адрес: 117312, Вавилова, д.47А, тел./факс (495) 775-77-25 (103050, Благовещенский пер., 12, корп.2; 119021, Зубовский б-р, 17, стр.1; 125047, ул.4-ая Тверская-Ямская, 14, стр.3), 115419, ул.Орджоникидзе, 11, стр.43, тел. (495) 234-45-05, факс 955-12-87
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИР |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 41990-09: Описание типа СИ | Скачать | 241.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Юж-но-Харампурского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и параметров сырой нефти при учетных операциях ООО "PH-Пурнефтегаз" (г. Губкинский).
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - счетчиков). Выходные сигналы счетчиков поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который вычисляет массу сырой нефти и массу нетто сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления и состоящей из узла измерительных линий, узла фильтров, узла измерений параметров нефти, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа, системы обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система состоит из измерительных каналов массы, плотности, температуры и избыточного давления сырой нефти, разности давления на фильтрах, объемной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти через узел измерений параметров нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели CMF 300 (Госреестр № 13425-06);
- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (Госреестр № 1564406);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 (Госреестр № 22257-05) с преобразователями измерительными 644 (Госреестр № 14683-04);
- преобразователи давления измерительные 3051 (Госреестр № 14061-04);
- преобразователь давления AUTROL модели АРТ3100 (Госреестр № 37667-08);
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм модели УДВН-1пм1 (Госреестр № 14557-05);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 модификации ВСН-2-50-60 (Госреестр № 24604-07);
- ротаметр Н250 (Госреестр № 19712-08);
-комплекс измерительно-вычислительный "ОКТОПУС-Л" ("OCTOPUS-L") (Госреестр № 29179-05) с аттестованным программным обеспечением (свидетельство № 182201-08 от 15.09.2008 г., выданное ФГУП "ВНИИР") и защитой от несанкционированного доступа системой паролей и нанесением поверительного клейма на пломбировочные мастики на боковой панели прибора и на конверт с паролем "Поверитель".
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 (Госреестр № 303-91);
- манометры для точных измерений типа МТИ модели 1246 (Госреестр № 1844-63);
- прибор УОСГ-ЮО СКП (Госреестр № 16776-06).
Состав и технологическая схема системы обеспечивают выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода сырой нефти;
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей и объемной доли свободного газа в химико-аналитической лаборатории, объемной доли воды поточным влагомером либо в химико-аналитической лаборатории;
- автоматическое измерение температуры, давления, плотности сырой нефти, объемной доли воды в сырой нефти и объемного расхода сырой нефти в узле измерений параметров нефти;
- измерение температуры и давления сырой нефти с применением показывающих средств измерений;
- периодическое измерение количества свободного газа в сырой нефти;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-85 "Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб";
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков с применением передвижной поверочной установки;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего счетчика с применением контрольно-резервного счетчика;
- автоматизированное и ручное управление запорной арматурой узла измерительных линий;
- ручное управление запорной арматурой узла измерений параметров нефти;
- автоматизированное и ручное управление регулирующей арматурой узла измерительных линий и узла измерений параметров нефти;
- автоматическое управление пробоотбором;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
— местный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений и поверки;
— контроль состояния и работоспособности оборудования, средств измерений и автоматики системы обработки информации;
- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики системы приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Основные технические и метрологические характеристики системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения
|
Наименование характеристики |
Значения характеристики |
|
Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч (м3/ч) |
от 59,3 (75) до 123 (150) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти до 5 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти до 30 % |
±0,35 ± 1,5 ±2,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры сырой нефти, °C |
±0,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений избыточного давления сырой нефти, % |
±0,2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений разности давления на фильтрах, % |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности сырой нефти, кг/м3 |
±0,3 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 6 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 20 % - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 20 до 60 % |
±0,1 ±0,2 ± 1,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода сырой нефти через узел измерений параметров нефти, % |
±2,5 |
|
Рабочая среда |
нефть сырая |
|
Рабочий диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 |
от 790 до 820 |
|
Рабочий диапазон температуры сырой нефти, °C |
от 10 до 30 |
|
Рабочий диапазон давления сырой нефти, МПа |
от 0,5 до 4,0 |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более |
30 |
|
Объемная доля свободного газа в сырой нефти, %, не более |
1,0 |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая и 1 контрольно-резервная) |
|
Режим работы |
непрерывный |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- единичный экземпляр системы в составе согласно инструкции по эксплуатации;
- инструкция по эксплуатации системы;
- инструкция "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения ООО "PH-Пурнефтегаз". Методика поверки", утвержденная ФГУП "ВНИИР".
Поверка
Поверку системы проводят по инструкции "ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения ООО "PH-Пурнефтегаз". Методика поверки", утвержденной ФГУП "ВНИИР".
Межповерочный интервал - один год.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования".
Заключение
Тип системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ ДНС-2 (ДНС-18) Южно-Харампурского месторождения утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
Смотрите также
