Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 81226-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81226-21 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 342 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА – Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА - Инжиниринг"), г. Уфа, Республика Башкортостан
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 | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 81226-21: Описание типа СИ | Скачать | 245.7 КБ | |
| 81226-21: Методика поверки МП 1181-9-2020 | Скачать | 4.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением массовых расходомеров. Выходные сигналы измерительного преобразователя массового расходомера поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКНС применены следующие средства измерений утвержденных типов:
- расходомеры массовые Promass, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 15201-11;
- преобразователи измерительные Rosemount 3144Р, рег. № 56381-14;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, рег. № 22257-11;
- датчики давления Метран-150 модели 150 TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее по тексту ВП), рег. № 24604-12;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту ИВК), рег. №43239-15;
- модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500, рег. № 60314-15;
- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ) оператора.
- манометры для местной индикации и контроля давления.
Средства измерений, входящие в комплект ЗИП:
- счетчик расходомер массовый Micro Motion, рег. № 13425-06;
- преобразователь давления измерительный серии 40 мод. 4385, рег. № 19422-03;
- преобразователь измерительный 644, рег. № 14683-04;
- датчик давления Метран-55, рег. № 18375-08;
- термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, рег. № 21968-06;
- преобразователь давления измерительный 3051, рег. № 14061-04;
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820, рег. № 32460-06.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «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 ИВК |
ПО АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
ИВК Октопус-Л |
ОЗНА-Flow |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.15 |
3.2 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
5ED0C426 |
F90E05C3 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода, м3/ч (т/ч) |
от 50 (43,5) до 650 (578,5) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-2, %: - при содержании объемной доли воды от 86,7 % до 92,0 % - при содержании объемной доли воды свыше 92 % до 95 % - при содержании объемной доли воды свыше 95 % до 97 % |
±21,5 ±34,5 ±55,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по аттестованной методике измерений МЦКЛ.0229М-2014, %: - при содержании объемной доли воды от 86,7 % до 92,0 % - при содержании объемной доли воды свыше 92% до 95 % - при содержании объемной доли воды свыше 95 % до 97 % |
±4,5 ±7,0 не нормируется |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
сырая нефть |
|
Диапазон рабочего давления измеряемой среды, МПа |
от 1,2 до 2 |
|
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при 20 0С, кг/м3 |
от 870 до 890 |
|
Диапазон плотности сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 974 до 992 |
|
Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м3 |
от 0,873 до 1,164 |
|
Плотность пластовой воды при 20 0С, кг/м3, не более |
1011 |
|
Кинематическая вязкость, сСт (мм2/с), не более |
19,5 |
|
Диапазон температуры сырой нефти, 0С |
от 35 до 65 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Массовая доля воды в сырой нефти, % |
От 88 до 97 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,01 |
|
Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более |
12100 |
|
Массовая доля парафина, %, не более |
10 |
|
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
0,9 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения, заводской № 342 |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
ОИ 342.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 1181-9-2020 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/9309-18). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30823.
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) 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».
Смотрите также
