Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 73363-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского 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 регистрации массы нефти сырой с нарастающим итогом).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73363-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 215 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73363-18: Описание типа СИ | Скачать | 75 КБ | |
| 73363-18: Методика поверки МП 0756-9-2018 | Скачать | 6.5 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского 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 регистрации 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 может работать как в режиме дожимной насосной станции (далее - ДНС), так и в режиме установки предварительного сброса воды (далее - УПСВ). 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 измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.
Система состоит из четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений 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 (далее - рег. №) № 15201-11;
- влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 (далее - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, рег. № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, рег. № 49519-12 с преобразователем измерительным серии iTEMP TMT82, рег. № 57947-14;
- преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, рег. № 41560-09;
- расходомер ультразвуковой UFM 3030, рег. № 48218-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»),
рег. № 43239-09;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, рег. № 26803-11;
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 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.
Уровень 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 |
6.05 |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
DFA87DAC |
64С56178 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений расхода в режиме ДНС, м3/ч |
от 50 до 700 |
|
Диапазон измерений расхода в режиме УПСВ, м3/ч |
от 50 до 500 |
|
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 в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменениями № 1, 2)», % - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл. |
±1,4 |
|
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл. |
±2,1 |
|
- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл. |
±4,3 |
|
- при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл. |
±12,9 |
|
- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. |
±19,3 |
|
- при содержании объемной доли воды от 90 до 98 % вкл. |
±96,2 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
|
- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по МЦКЛ.0229М-2014 «Инструкция. ГСИ. Объемная и массовая доля воды в сырой нефти. Методика измерений комбинированным методом», % в соответствии с ГОСТ Р 8.615: - при содержании массовой доли воды от 10 % объемной доли воды |
±0,6 |
|
не более 20 % | |
|
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл. |
±0,8 |
|
- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл. |
±1,3 |
|
- при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл. |
±2,6 |
|
- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. |
±3,8 |
|
- при содержании объемной доли воды от 90 до 94,24 % вкл. (до 95 % вкл. массовой доли воды) |
±6,7 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +20 до +70 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 1,2 до 4,5 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С и абсолютном давлении 101,325 кПа, кг/м3 |
867,6 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3, не более |
1011 |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт, не более |
19,5 |
|
Диапазон объемной доли воды в сырой нефти, %, не более |
от 10 до 98 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,009 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
102,9 |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3 |
4,3 |
|
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3, не более |
0,96 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы |
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, при +25 °C, % - атмосферное давление, кПа |
от -55 до +34 до 100 100±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 ДНС-2 Малобалыкского месторождения |
заводской № 215 |
1 |
|
СИКНС ДНС-2 Малобалыкского месторождения (ООО «РН-Юганскнефтегаз». Руководство по эксплуатации |
ОИ 215.00.00.00.000 РЭ |
1 |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения. Методика поверки |
МП 0756-9-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0756-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 29 августа 2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений, входящих в состав системы.
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 ДНС-2 Малобалыкского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10109-18 от 17.08.2018).
Нормативные документы
Приказ № 256 от 07.02.2018 «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»
Смотрите также
