Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Покровская" АО "Оренбургнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 85195-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 85195-22 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Покровская" АО "Оренбургнефть" | ||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 681f4368-658d-d9d7-178a-f9e5a1ea312f | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр Инкомсистем" (ЗАО НИЦ "Инкомсистем"), г. Казань
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
85195-22: Описание типа
2022-85195-22.pdf
|
Скачать | 260 КБ | |
|
85195-22: Методика поверки
2022-mp85195-22.pdf
|
Скачать | 4.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси 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 нефтегазоводяной смеси 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. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС 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 (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ), системы дренажа и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольно-резервной (далее - ИЛ 2). БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Часть измерительных компонентов СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК), метрологические характеристики которых определяют комплектным методом. Заводской номер СИКНС 2614-18.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование измерительного компонента |
Количество измерительных компонентов (место установки) |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Расходомер массовый Promass, состоящий из первичного преобразователя Promass F и вторичного электронного преобразователя модификации 500 |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) |
68358-17 |
|
Датчик давления Метран-150, модель 150TG |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) |
32854-13 |
|
Датчик температуры ТСПТ Ех, модификация ТСПТ Ехд101^16-Р1100-A4H10-C10-8-100/100 |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) |
57176-14 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2, модификация ВСН-2-50-100 |
1 (БИК) |
24604-12 |
|
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
1 (БИК) |
57762-14 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» , исполнение ИнКС.425210.003 |
1 (СОИ) |
52866-13 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, которой пломбируется фланцевые соединения расходомеров массовых. Неизменность ПО расходомеров массовых обеспечивается защитой бесконтактных кнопок управления с помощью знаков поверки в виде наклеек и пломбированием шпилек, ограничивающих снятие крышек вторичных электронных преобразователей. Пломбы, несут на себе поверительные клейма, в соответствии с МИ 3002-2006 Рекомендация «ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализованное в автоматизированном рабочем месте оператора - ПО «Генератор отчетов АБАК REPORTER» (далее - АРМ оператора).
ПО СИКНС защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств: реализованы система паролей доступа, авторизация пользователей,
криптографические методы защиты. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||
|
ИВК |
АРМ оператора | |||||||
|
1 |
2 |
3 | ||||||
|
Идентификационное наименование ПО |
Ab ak. bex |
ngas2 015.be x |
mivisc .bex |
mi35 48.be x |
ttriso .bex |
Aba kC2. bex |
LN Gm r27 3.b ex |
mDLL.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0 |
1.2.5.16 | ||||||
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
40 690 913 40 |
31331 09068 |
33545 85224 |
2333 5589 44 |
1686 2570 56 |
2555 2877 59 |
362 319 064 |
ef9f814ff4 180d55bd9 4d0debd23 0d76 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
MD5 | ||||||
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблице 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
От 142 до 400 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 до 15 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 15 до 35 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 35 до 55 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 55 до 65 % включ.: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 65 до 70 % включ.: |
± 1,0 ± (0,15ф + 0,25) ± (0,075ф + 1,375) ± (0,15ф - 1,25) ± (0,3ф - 9,5) ± 10,0 |
Примечание: где ф - содержание объёмной доли воды в нефтегазоводяной жидкости, %.
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик_____________________
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количеств о ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений (т/ч) |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1, 2 |
ИК массов ого расход а сырой нефти |
2 (ИЛ 1, ИЛ 2) |
Расходомер массовый Promass, состоящий из первичного преобразователя Promass F и вторичного электронного преобразователя модификации 500 |
Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+», исполнение ИнКС.425210.003 |
От 142 до 400 |
±0,25 % 1) (±0,20 %) 2) |
|
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного; 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного. | ||||||
|
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды | |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Температура окружающего воздуха, °С: |
от - 43 до + 50 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Измеряемая среда со следующими параметрами: - избыточное давление измеряемой среды, МПа -температура измеряемой среды, °С - кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 - объемная доля воды, %, - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - содержание растворенного газа, м3/м3 - содержание свободного газа, м3/м3 |
нефтегазоводяная смесь от 0,5 до 1,0 от +10 до +35 до 7,0 от 840 до 953 от 1000 до 1200 до 70 до 20 000 до 0,112 не допускается не допускается |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 6
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ «Покровская» АО «Оренбургнефть», заводской № 2614-18 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
П1-01.05 ИЭ-124 ЮЛ-412 |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 19-01062-13-2021 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Покровская» ПАО «Оренбургнефть», (регистрационный номер ФР.1.29.2019.33118).
Нормативные документы
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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»
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
Смотрите также
