Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73384-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73384-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 594/2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
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
| 73384-18: Описание типа СИ | Скачать | 77.5 КБ | |
| 73384-18: Методика поверки МП 0812-9-2018 | Скачать | 6.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
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 измерений параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и система сбора и обработки информации.
Система состоит из трех (двух 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:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-10;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100 (далее - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, рег. № 37667-13;
- преобразователи измерительные 3144Р, рег. № 14683-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые 65, рег. № 22257-11;
- преобразователи температуры Метран-286, рег. № 23410-13;
- 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;
- контроллер программируемый Simatic S7-400, рег. № 15773-11;
- автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11, 46078-16;
- манометры избыточного давления показывающие для точных измерений МТИф, рег. № 34911-11;
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 «Rate АРМ оператора УУН», 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 | |
|
ПО «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) |
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной и резервный) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Rate АРМ оператора УУН |
Formula.0 |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
2.3.1.1 |
6.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6D270DB |
DFA87DAC |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, м3/ч |
От 50 до 500 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %: |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении массы нетто нефти сырой - при определении массовой доли воды с применением ВП; %: | |
|
- при содержании объемной доли воды от 8,745 до 10 % вкл.; |
±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 73,52 % вкл. - при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории; %: |
±7,3 |
|
- при содержании объемной доли воды от 8,745 до 10 % вкл.; |
±0,6 |
|
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.; |
±1,2 |
|
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.; |
±4,4 |
|
- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.; |
±10,1 |
|
- при содержании объемной доли воды от 70 до 73,52 % вкл. |
±12,1 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Рабочее давление сырой нефти, МПа |
от 1,0 до 1,5 |
|
Диапазон температуры нефти, оС |
от +20 до +80 |
|
Вязкость кинематическая нефти, мм2/с (сСт), не более |
19,5 |
|
Диапазон плотности при рабочих условиях, кг/м3 |
от 853,4 до 962,0 |
|
Диапазон плотности обезвоженной нефти при стандартных условиях, кг/м3 |
от 872,0 до 885,3 |
|
Плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3, не более |
1011 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Диапазон массовой доли воды, % |
от 10 до 76,3 |
|
Диапазон массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3 |
от 1485,7 до 11761,4 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,057 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Диапазон содержания растворенного газа, м3/ м3 |
от 0,3 до 1,4 |
|
Режим работы системы |
постоянный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС: - помещение блочно-модульного здания блока технологического; - помещение блока местной автоматики; - помещение операторной; - помещение электрощитовой |
не ниже +5; от +18 до +25; от +18 до +25; не ниже +5 |
|
Средний срок службы, лет, 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 ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» |
заводской № 594/2014 |
1 шт. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Руководство по эксплуатации |
0706.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки |
МП 0812-9-2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0812-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 22 августа 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 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 (метод) измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/3109-15 от 25.02.2015).
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
