Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз"
| Номер в ГРСИ РФ: | 74211-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее по тексту- система) предназначена для измерений массы нефти сырой в автоматическом режиме.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74211-19 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО "РН-Юганскнефтегаз" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 641/2017 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 5 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 74211-19: Описание типа СИ | Скачать | 75.6 КБ | |
| 74211-19: Методика поверки МП 0847-9-2018 | Скачать | 3.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салым-ского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее по тексту- система) предназначена для измерений массы нефти сырой в автоматическом режиме.
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:
- расходомеры массовые Promass 83F (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 15201-11;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100-01 (далее по тексту - ВП), рег. № 24604-12;
- преобразователи вторичные серии T мод. T32.1S, рег. № 50958-12;
- термопреобразователи сопротивления TR, рег. № 55776-13;
- преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200, рег. № 37667-13;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»),
рег. № 43239-15;
- автоматизированные рабочие места (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 (ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») и автоматизированном рабочем месте оператора «Rate АРМ оператора узла учета нефти (УУН)», сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
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) |
2.4.1.1 |
6.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
F0737B4F |
24821CE6 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч |
от 33,9 до 301,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой |
±0,25 |
|
нефти, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - при определении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2-50-100-01; %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 20,0 % вкл. |
±1,3 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 до 50,0 % вкл. |
±2,0 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 до 70,0 % вкл. |
±4,3 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 до 85,0 % вкл. |
±12,9 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 до 89,85 % вкл. |
±19,4 |
|
(до 91 % массовой доли воды); - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %: - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 до 5,0 % вкл. |
±0,5 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5,0 до 10,0 % вкл. |
±0,9 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 до 20,0 % вкл. |
±1,0 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 до 50,0 % вкл. |
±3,8 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 до 70,0 % вкл. |
±8,8 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 до 85,0 % вкл. |
±21,7 |
|
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 до 89,85 % вкл. |
±39,4 |
|
(до 91 % массовой доли воды) |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Давление измеряемой среды (рабочее), МПа |
от 3,4 до 3,8 |
|
Давление измеряемой среды (расчетное), МПа |
4,9 |
|
Суммарные потери давления на системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик |
0,1 0,4 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +25 до +60 |
|
Диапазон плотности сырой нефти при 20 оС, кг/м3 |
от 888,5 до 950,0 |
|
Диапазон плотности сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 847 до 1005 |
|
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3 |
от 875 до 895 |
|
Диапазон плотности пластовой воды при 20 оС, кг/м3 |
от 1005 до 1015 |
|
Массовая доля воды в сырой нефти, не более, % |
91 |
|
Диапазон кинематической вязкости, сСт |
от 19,5 до 32,0 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
54 |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
2,6 |
|
Диапазон плотности выделившегося из сырой нефти растворенного газа при стандартных условиях, кг/м3 |
от 1,0 до 1,5 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц |
380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации: - температура воздуха в помещениях, где установлено оборудование, °С - помещение блока технологического - помещении операторной - атмосферное давление, кПа |
от +5 до +45 от +18 до +25 от 84,0 до 106,7 |
|
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-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» |
заводской № 641/2017 |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
0810.00.00.000 ИЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0847-9 2018 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0847-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03.12.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы;
- эталоны 1-го и 2-го разряда в соответствии с Приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 «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» 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
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.002572013/18809-18 от 28.11.2018 г.).
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «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
