Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 75317-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения (далее по тексту- система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме 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 | 75317-19 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 2cf270be-21ff-b6a1-a023-87b2193a9f1c | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", РОССИЯ, г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 5 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
75317-19: Описание типа
2019-75317-19.pdf
|
Скачать | 74.8 КБ | |
|
75317-19: Методика поверки
2019-mp75317-19.pdf
|
Скачать | 2.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения (далее по тексту- система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме 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 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 давления измерительные Cerabar M PMP51, рег. № 41560-09;
- термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, рег. № 49519-12;
- преобразователи измерительные 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;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
- термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11, 46078-16;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91;
- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, рег. № 26803-11.
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») и автоматизированном рабочем месте оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО АРМ оператора |
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (рабочий и резервный) | |
|
Идентификационное наименование ПО |
OZNA-Flow V 2.0 |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
2.0 |
6.05 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
64C56178 |
DFA87DAC |
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч |
от 50 до 400 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы |
±0 25 |
|
сырой нефти, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
|
нетто сырой нефти, % | |
|
- при определении массовой доли воды по результатам измере- | |
|
ний объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти в соот- | |
|
ветствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекае- | |
|
мых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и техниче- | |
|
ские требования (с Изменениями №1, 2)», %: | |
|
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл. |
±1,30 |
|
- 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. |
±12,6 |
|
- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. |
±18,9 |
|
- при содержании объемной доли воды от 90 до 95 % вкл. |
±37,8 |
|
- при содержании объемной доли воды от 95 до 98 % вкл. |
±95,0 |
Продолжение таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
- 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» (свидетельство об аттестации № 01.00140/391-14 от 17.02.2014), %, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005: - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл. - при содержании объемной доли воды от 90 до 94,3 % вкл. (до 95 % вкл. массовой доли воды) |
±0,6 ±0,8 ±1,3 ±2,6 ±3,8 ±6,7 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от + 20 до + 80 |
|
Давление измеряемой среды, МПа - рабочее - максимальное |
от 1,2 до 2,0 3,2 |
|
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более |
66,7 (500) |
|
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт, не более |
19,5 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20 0С и абсолютном давлении 101,325 кПа, кг/м3 |
878,6 |
|
Плотность пластовой воды при 20 0С, кг/м3, не более |
1011 |
|
Диапазон объемной доли воды, % |
от 10 до 98 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,009 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
6 |
|
Содержание свободного газа, % |
не допускается |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
0,1 |
|
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
139,4 |
|
Режим работы системы |
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, % - 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-К Кудринского месторождения |
заводской № 213 |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
ОИ 213.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0911-9-2019 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0911-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25.01.2019 г.
Основные средства поверки:
- эталоны 1-го и 2-го разрядов в соответствии с приказом № 256 от 07.02.2018 (часть 1 и 2) с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки системы во всем диапазоне измерений.
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-К Кудринского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10309-18 от 20.08.2018 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
