Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 68668-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях АО «Сузун».
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 68668-17 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 57908b43-ea5e-70ea-0d98-cff09ee28e59 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное.
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 9 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
68668-17: Описание типа
2025-68668-17.pdf
|
Скачать | 160.2 КБ | |
|
68668-17: Методика поверки
2025-mp68668-17.pdf
|
Скачать | 3.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы и показателей качества нефти при учетных операциях АО «Сузун».
Описание
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических измерений массы нефти с применением преобразователей объемного расхода, плотности, температуры и давления. Выходные сигналы преобразователей поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу 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 блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти, входного и выходного коллекторов, блока поверочной установки, системы дренажа и системы обработки информации.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее компонентов.
Система состоит из измерительных каналов объема, плотности, вязкости, температуры, давления, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти.
В состав системы входят средства измерений утвержденных типов, которые указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Состав системы
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Преобразователи расхода жидкости НТМ модели НТМ06 (далее - ТПР) |
56812-14 |
|
Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 |
53211-13 |
|
Преобразователи измерительные Rosemount 644 |
56381-14 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-10 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-15 |
Окончание таблицы 1
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 |
52638-13 |
|
Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм |
14557-10 |
|
Влагомеры нефти поточный УДВН-1пм |
14557-15 |
|
Ротаметр Н 250 |
48092-11 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный ИМЦ-07 (далее -ИВК) |
53852-13 |
В состав системы входят показывающие средства измерений температуры и давления утвержденных типов.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение объемного расхода и вычисление массы брутто нефти за установленные интервалы времени;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей в испытательной лаборатории, массовой доли воды, определенной в испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды влагомером нефти поточным;
- автоматическое измерение разности давления нефти на фильтрах, избыточного давления, температуры и плотности нефти, объемной доли воды в нефти, объемного расхода нефти через блок измерений показателей качества нефти;
- измерение температуры и давления нефти с применением показывающих средств измерений;
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением установки поверочной СР;
- проведение КМХ рабочих ТПР по контрольно-резервному ТПР, применяемому в качестве контрольного;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматизированное и/или ручное управление регулирующей и запорной арматурой;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- местный контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результаты измерений, поверки, КМХ;
- сбор продуктов дренажа из оборудования и трубопроводов;
- отображение, регистрацию и архивирования результатов измерений, формирование отчетов, протоколов, актов;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на точность измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с МИ 3002-2006 «ГСП. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Установка пломб и нанесение знака поверки на систему не предусмотрено. Заводской номер системы нанесен металлографическим методом на маркировочную табличку, закрепленную на корпусе блока технологического, в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы реализовано в ИВК и компьютерах автоматизированного рабочего места оператора. Идентификационные данные указаны в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКН «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерения в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
АРМ оператора с комплексом ПО «ФОРВАРД PRO» |
ПО ИВК | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll |
ArmMX.dll |
ArmF.dll |
EMC07.Metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
4.0.0.2 |
4.0.0.4 |
4.0.0.2 |
PX.7000.01.09 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1D7C7BA0 |
E0881512 |
96ED4C9B |
1В8С4675 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы и параметры измеряемой среды приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода нефти через систему, м3/ч |
от 60 до 860 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
±0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3(2 рабочие, 1 контрольнорезервная) |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры измеряемой среды: | |
|
Измеряемая среда |
нефть, соответствующая требованиям ГОСТ Р 518582002 «Нефть. Общие технические условия» |
|
Давление нефти, МПа - расчетное - минимальное рабочее - максимальное рабочее |
4,0 0,4 3,4 |
|
Диапазон температуры нефти, °C |
от +25 до +65 |
|
Диапазон плотности нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 |
от 780 до 830 |
Окончание таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон кинематической вязкости нефти в рабочем диапазоне температуры, сСт |
от 2,0 до 10,0 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±22; 380±38 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, °C - температура воздуха в блоке технологическом, °C, не ниже |
от -56 до +33,3 от +8 до +34 (+18 во время присутствия обслуживающего персонала) |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации системы.
Комплектность
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения, зав. № 652 |
_ |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и показателей качества нефти на УПН Сузунского месторождения», регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.29.2024.49060.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.1.1);
Приказ Росстандарта от 26.09.2022 г. № 2356 «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» (часть 2);
Смотрите также
