Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 72970-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрация массы нефти сырой с нарастающим итогом).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72970-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 322 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 7 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72970-18: Описание типа СИ | Скачать | 74.2 КБ | |
| 72970-18: Методика поверки МП 0747-9-2018 | Скачать | 5.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрация массы нефти сырой с нарастающим итогом).
Описание
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 измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти 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, 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, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.
Система состоит из двух (одной рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
- расходомеры массовые Promass 83F (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ-100 (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 62863-15;
- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57947-14;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57762-14.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 43239-15;
- автоматизированное рабочее место (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;
- термометры биметаллические показывающие, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 46078-11;
- 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 комплексе измерительно-вычислительном «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (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 | |
|
Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
«ОЗНА-Flow» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.10 |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
24821СЕ6 |
64С56178 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 50 до 210 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП, % - при содержании от 75 % массовой доли воды до 85 % включ. объемной доли воды; - при содержании объемной доли воды от 85% до 89,85 % включ. (массовой доли воды до 91 %) |
±8,5 ±19,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 50 до 210 |
|
Диапазон плотности сырой нефти при 20 °С, кг/м3 |
от 888,5 до 950,0 |
|
Диапазон плотности пластовой воды при 20 °С, кг/м3 |
от 1005 до 1015 |
|
Кинематическая вязкость, сСт, не более |
19,5 |
|
Диапазон давления, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое |
от 3,4 до 3,8 1,2 4,5 |
|
Диапазон температуры сырой нефти, °С |
+25 до +60 |
|
Диапазон массовой доли воды в сырой нефти, % |
от 75 до 91 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,5 |
|
Диапазон массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3 |
от 42,1 до 47,1 |
|
Диапазон содержания растворенного газа, м3/м3 |
от 0,8 до 3,2 |
|
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3, не более |
0,96 |
|
Содержания свободного газа, % |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
10 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации - температура окружающего воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -55 до +34 до 100 при 25 °C 100±5 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
10 |
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 выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения |
заводской № 322 |
1 |
|
СИКНС на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Руководство по эксплуатации |
ОИ 322.00.00.00.000 РЭ |
1 |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Методика поверки |
МП 0747-9-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0747-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 февраля 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;
- эталоны 1-го и 2-го разряда по «Государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта №256 от 07.02.2018 г. с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ДНС Восточно-Правдинского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/509-17 от 02.02.2017 г.).
Нормативные документы
Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденная Приказом Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г.
Смотрите также
