Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги
| Номер в ГРСИ РФ: | 74317-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги (далее по тексту- система) предназначена для измерений количества и параметров нефти сырой в автоматическом режиме, выходящей с установки подготовки нефти (УПН) месторождения Монги и направляемый в промысловый нефтепровод на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) Даги для дальнейшей подготовки.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 74317-19 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 345 |
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 74317-19: Описание типа СИ | Скачать | 74.9 КБ | |
| 74317-19: Методика поверки МП 0838-9-2018 | Скачать | 3.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги (далее по тексту- система) предназначена для измерений количества и параметров нефти сырой в автоматическом режиме, выходящей с установки подготовки нефти (УПН) месторождения Монги и направляемый в промысловый нефтепровод на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) Даги для дальнейшей подготовки.
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 в измерительно-вычислительном комплексе 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, спроектированной для конкретного объекта. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти 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 - Госреестр) № 15201-11;
- влагомер нефти микроволновый МВН-1.3 (далее далее по тексту - ВП), Госреестр № 63973-16;
- влагомер сырой нефти ВСН-2-50-03 (далее далее по тексту - ВП), Госреестр № 24604-12;
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, Госреестр № 63889-16;
- преобразователи измерительные Rosemount 3144Р, Госреестр № 56381-14;
- счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.
В систему обработки информации системы входят:
- контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 64224-16;
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- манометры МП показывающие и сигнализирующие, Госреестр № 59554-14;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллере измерительном FloBoss S600+, (далее по тексту - ИВК) и автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентиф икационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Контроллеры измерительные FloBoss S600+ |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
OZNA-Flow v.2.0 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
2.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0x1990 |
64С56178 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч |
от 45 до 75 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений |
±0,25 |
|
массы сырой нефти, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % -при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти микроволнового МВН-1.3: | |
|
- при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % включ. |
±0,35; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 5 до 10 % включ. |
±0,4; |
|
с применением влагомера сырой нефти ВСН-2-50-03: | |
|
- при содержании объемной доли воды св. 10 до 20 % включ. |
±1,4; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ. |
±2,2; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ. |
±4,5; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ. |
±13,4; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 85 до 88,17 % |
±17,0 |
|
включ. (массовой доли воды до 90 % включ.) | |
|
- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477 или по аттестованной методике определения массовой доли воды в испытательной лаборатории: | |
|
- при содержании объемной доли воды от 0 до 1 % включ. |
±0,31; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 1 до 2 % включ. |
±0,34; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 2 до 3 % включ. |
±0,40; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 3 до 4 % включ. |
±0,48; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 4 до 5 % включ. |
±0,56; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 5 до 10 % включ. |
±0,6; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 10 до 20 % включ. |
±1,2; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ. |
±4,6; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ. |
±10,6; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ. |
±25,8; |
|
- при содержании объемной доли воды св. 85 до 88,17 % |
±34,0 |
|
включ. (массовой доли воды до 90 % включ.) |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон плотности сырой нефти при 20 °С, кг/м3 |
от 840 до 905 |
|
Диапазон плотности сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3 |
от 819,05 до 914,41 |
|
Диапазон плотности пластовой воды при 20 °С, кг/м3 |
от 1000 до 1015 |
|
Диапазон вязкости при 20 °С, сСт |
от 6,0 до 20,0 |
|
Диапазон давления, МПа |
от 0,9 до 2,4 |
|
Диапазон температуры сырой нефти, °С |
+5 до +50 |
|
Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более |
90,0 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,03 |
|
Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более |
800 |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в режиме измерений - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) |
0,2 0,4 |
|
Содержания растворенного газа, м3/м3, не более |
1,0 |
|
Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м3 |
от 0,75 до 0,80 |
|
Содержания свободного газа, % |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380/220±22 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
10 |
|
Условия эксплуатации: - температура воздуха, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от -43 до +40 от 30 до 100 от 96 до 104 |
|
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 выходе месторождения Монги |
заводской № 345 |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
ОИ 345.00.00.00.000 РЭ |
1 |
|
Методика поверки |
МП 0838-9-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0838-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 12.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с приказом 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»;
- средства поверки в соответствии с методикой поверки 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
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги» (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/15809-17 от 07.11.2017).
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
