Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 73386-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы нефти сырой.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73386-18 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 578/2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 73386-18: Описание типа СИ | Скачать | 73.4 КБ | |
| 73386-18: Методика поверки МП 0790-9-2018 | Скачать | 6.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения (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 четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, плотности, 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. CMFHC3 (далее - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее - рег.) № 45115-10;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ-100 (далее - ВП), рег. № 42678-09;
- датчики давления Метран-150, рег. № 32854-13;
- преобразователь плотности измерительные 7835, рег. № 15644-96;
- преобразователь плотности жидкости измерительные модели 7835, рег. № 52638-13;
- 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;
- автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-16;
- манометры ФТ модели МТИф, рег. № 60168-15;
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, т/ч |
от 190 до 2114 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы |
±0,25 |
|
сырой нефти, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - при применении ВП; %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 64,96 до |
±4,5 |
|
70,00 % вкл. (массовая доля воды от 69,00 до 73,70 % вкл.) - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,00 до |
±7,6 |
|
82,52 % вкл. (массовая доля воды от 73,70 до 85,00 % вкл.) - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 64,96 до |
±10,5 |
|
70,00 % вкл. (массовая доля воды от 69,00 до 73,70 % вкл.) - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,00 до |
±21,2 |
|
82,52 % вкл. (массовая доля воды от 73,70 до 85,00 % вкл.) |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
|
Давление сырой нефти, МПа - рабочее - расчетное |
от 1,03 до 1,82 2,5 |
|
Диапазон температуры сырой нефти, оС |
от +45 до +60 |
|
Диапазон кинематической вязкости, мм2/с (сСт) |
от 52,55 до 72,4 |
|
Диапазон плотности обезвоженной нефти при стандартных условиях, кг/м3 |
от 865 до 880 |
|
Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3 |
от 1005 до 1100 |
|
Давление насыщенных паров при максимальной температуре, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Диапазон объемной доли воды, % |
от 64,96 до 82,52 |
|
Диапазон массовой концентрации хлористых солей, мг/дм3 |
от 7500 до 30000 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,065 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более |
20,0 |
|
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 |
1,22 |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, оС: - в блоке измерений показателей качества - в помещении системы обработки информации Относительная влажность воздуха, % Атмосферное давление, кПа |
от +5 до +35 от +18 до +25 от 30 до 80 от 84 до 106 |
|
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-3 Правдинского месторождения |
заводской № 578/2013 |
1 шт. |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Правдинского месторождения. Руководство по эксплуатации |
0646.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения. Методика поверки |
МП 0790-9-2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0790-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 08 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 системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 Правдинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 16-1050-01.00270-2014 от 18.02.2014).
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
