73363-18: Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения - Производители, поставщики и поверители

Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 73363-18
Производитель / заявитель: ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Скачать
73363-18: Описание типа СИ Скачать 75 КБ
73363-18: Методика поверки МП 0756-9-2018 Скачать 6.5 MБ
Нет данных о поставщике
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Малобалыкского месторождения поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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 22.12.2024

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

73364-18
7465QN4 Газоанализатор
Фирма "Nova Analytical Systems Inc.", Канада
Газоанализатор модели 7465QN4 (далее - газоанализатор) предназначен для автоматического контроля содержания кислорода, диоксида, углекислого газа, углеводородов и оксида азота в выхлопных газах автомобилей
73365-18
CO12e Газоанализаторы
Фирма "Environnement S.A.", Франция
Газоанализаторы CO12e предназначены для измерений объемной доли или массовой концентрации оксида углерода и диоксида углерода в смеси с воздухом, азотом и другими неагрессивными газами.
73366-18
СОНИК Счетчики газа ультразвуковые
ООО "Элехант", г.Омск
Счетчики газа ультразвуковые СОНИК (далее по тексту - счетчики) предназначены для измерений объема природного газа по ГОСТ 5542-2014 или объема газовой фракции сжиженного углеводородного газа по ГОСТ 20448-90 в газопроводах низкого давления (до 5 кПа...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная массового расхода (массы) оборотной (прямой) воды цеха № 06 поз. 08FT305-2 НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерений массового расхода и массы оборотной (прямой) воды (далее - вода).
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная массового расхода (массы) теплофикационной (прямой) воды цеха № 06 поз. 08FT306-2 НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» (далее - ИС) предназначена для измерений массового расхода и массы теплофикационной (прямой) воды (далее - вода).