Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти
| Номер в ГРСИ РФ: | 70370-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Аргоси Аналитика", г.Москва |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 70370-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 007 |
Производитель / Заявитель
ООО "Аргоси Аналитика", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| 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
| 70370-18: Описание типа СИ | Скачать | 74.9 КБ | |
| 70370-18: Методика поверки МП 0601-9-2017 | Скачать | 3.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти (далее - система) предназначена для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.
Описание
Система может работать как в режиме дожимной насосной станции (далее - ДНС), так и в режиме установки предварительного сброса воды (далее - УПСВ). Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Система 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, узла измерительных линий, узла измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации, узла подключения передвижной поверочной установки и системы дренажа.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF400 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №45115-10;
- преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 (далее - ПП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №52638-13;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №42678-09;
- датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №32854-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №22257-11 с преобразователем измерительным 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №14683-09;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №48218-11.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №38623-11;
- автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №26803-11;
- манометры показывающие МП3-У, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №10135-10;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №303-91.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в контроллерах измерительных FloBoss S600+ (далее - ИВК) и автоматизированном рабочем месте (далее - АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.
У ровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Контроллер измерительный FloBoss S600+ (основной и резервный) |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
MeteringAT.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.21 |
1.2.5.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0х6051 |
2C965F74CAC3CED8B8C2A 8CBF4569C5A |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
в режиме Днс |
в режиме УПСВ | |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 400 до 720 |
от 220 до 360 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти сырой, % |
±0,25 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти, % - при определении массовой доли воды в сырой нефти с применением ВП - с содержанием массовой доли воды не более 1 % (объемной доли воды не более 0,85%) |
- |
±0,35 |
|
- с содержанием объемной доли воды не более 5 % |
±0,35 |
- |
|
- с содержанием объемной доли воды не более 10 % |
±0,35 |
- |
|
- с содержанием объемной доли воды не более 20 % |
±0,85 |
- |
|
- с содержанием массовой доли воды не более 45 % (объемной доли воды не более 42,81 %) - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории |
±1,1 |
- |
Продолжение таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
в режиме Днс |
в режиме УПСВ | |
|
-с содержанием массовой доли воды не более 1 % (объемной доли воды не более 0,85%) |
- |
±0,35 |
|
- с содержанием объемной доли воды не более 5 % |
±0,55 |
- |
|
- с содержанием объемной доли воды не более 10 % |
±0,55 |
- |
|
- с содержанием объемной доли воды не более 20 % |
±1,1 |
- |
|
- с содержанием массовой доли воды не более 45 % (объемной доли воды не более 42,81 %) |
±3,1 |
- |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
в режиме Днс |
в режиме УПСВ | |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая | |
|
Количество измерительных линий, шт. |
3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) | |
|
Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3, не более |
926 |
859 |
|
- плотность пластовой воды, кг/м3 |
101 |
12 |
|
- плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 |
2,4 |
1 |
|
- кинематическая вязкость при 40 °С, сСт, не более |
30 |
10 |
|
- диапазон давления, МПа |
от 2,1 до 2,4 | |
|
- диапазон температуры, °С |
от +20 до +45 | |
|
- массовая доля воды, %, не более |
45,0 |
1,0 |
|
- массовая доля механических примесей, %, не более |
0,0013 | |
|
- массовая доля хлористых солей, %, не более |
0,01 | |
|
- объемная доля растворенного газа, м3/ м3 |
1,8 |
отсутствует |
|
- содержание свободного газа |
не допускается | |
|
Режим работы системы |
непрерывный | |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380; 220 50 | |
|
Потребляемая мощность, В • А, не более |
14200 | |
|
Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -54 до +36 до 100 при 25 °C 100±5 | |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
20000 | |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
20 | |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти |
заводской № 007 |
1 |
|
ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти. Система измерения количества нефти сырой. 1 пусковой комплекс. Руководство по эксплуатации |
030(Р)-(2040011/0275Д)-(3125-13)^0109-РЭ |
1 |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти. Методика поверки |
МП 0601-9-2017 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0601-9-2017 «Инструкция. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 19 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3;
- поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
изложены в документе ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10909-14 от 31.03.2014).
Нормативные документы
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
Смотрите также
