Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Бобровская" АО "Оренбургнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 85573-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Бобровская» 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 | 85573-22 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Бобровская" АО "Оренбургнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 18030 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 85573-22: Описание типа СИ | Скачать | 255 КБ | |
| 85573-22: Методика поверки | Скачать | 8.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Бобровская» АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Бобровская» 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 нефтегазоводяной смеси 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), входного и выходного коллекторов (ВК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее -УПППУ) 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. СИКНС заводской № 18030.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1. компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование измерительного компонента |
Место установки, кол-во, шт |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF300 |
1 (ИЛ1), 1 (ИЛ2) |
45115-16 |
|
Датчик давления Метран-150, модель 150TG3 |
1 (ИЛ1), 1 (ИЛ2), 1 (БИК) |
32854-13 |
|
Датчик температуры Rosemount 644 в составе: 1. Преобразователь измерительный Rosemount 644; 2. Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 |
2 (БИЛ), 1 (БИК), 1 (ВК) |
63889-16 56381-14 53211-13 |
|
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 |
1 (БИК) |
14557-15 |
|
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 DN 25 |
1 (БИК) |
57762-14 |
|
Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей «ОКТОПУС-Л» |
2 (СОИ) |
43239-15 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов. Допускается замена отдельных средств измерений из состава СИКНС на аналогичные утвержденного типа, не уступающие вышеуказанным по техническим и метрологическим характеристикам.
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 разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.
К ПО верхнего уровня относится ПО автоматизированного рабочего места оператора -«ПЕТРОЛСОФТ (С)» (далее - АРМ оператора), выполняющее функции передачи данных с нижнего уровня, получения архивных данных, вычисления массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефтегазоводяной нефти, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объектов, приема и обработки управляющих команд оператора, формирования отчетных документов.
К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведением вычислительных операций, хранением калибровочных таблиц, передачей данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
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
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
SIKNS.dll |
TRULibrary.dll |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.0.0.0 |
1.0.0.0 |
6.15 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
081ac2158c73492ad 0925db1035a0e71 |
1b1b93573f8c9188 cf3aafaa779395b8 |
5ED0C426 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
md5 |
CRC32 | |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
От 59 до 118 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % |
± 0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером УДВН - 1пм2 (далее - влагомером), %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0,01 до 5 %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 5 % до 10 %: |
± 0,35 ± 0,4 |
Продолжение таблицы 3 - Метрологические характеристики
|
1 |
2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в дегазированной нефти в аттестованной испытательной лаборатории: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5 %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 5 % до 10 %: |
± 0,69 ± 1,1 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерени й (т/ч) |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
|
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1, 2 |
ИК массового расхода нефтегазо водяной смеси |
2 (ИЛ 1, ИЛ 2) |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion CMF300 |
Комплекс измерительновычислительный расхода и количества жидкостей «ОКТОПУС-Л» |
От 59 до 118 |
±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 системы
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь |
|
Количество измерительных линий, шт |
2 (1 рабочая ИЛ 1, 1 контрольно-резервная ИЛ 2) |
|
- Температура нефтегазоводяной смеси, °С |
От + 5 до + 40 |
|
- Объемная доля воды, %, не более |
10 |
|
- Плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м3 |
От 1129 до 1137 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с, (сСт) - максимальная (при минимальной температуре) |
10,01 |
|
- Плотность нефтегазоводяной смеси, кг/м3 |
от 1129 до 1137 |
|
- Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
2327,37 |
Продолжение таблицы 5 - Основные технические характеристики системы
|
1 |
2 |
|
- Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,1191 |
|
- содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
20 |
|
- Содержание свободного газа, % |
Отсутствует |
|
Режим работы СИКНС |
Непрерывный |
|
Параметры электропитания: - напряжение переменного тока, В - частота питающей сети, Гц |
(380±38) трехфазное (220 ±22) однофазное 50 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа - минимальное - рабочее - максимальное |
0,8 1,2 3,0 |
|
Условия эксплуатации: - окружающей среды, °С |
От - 43 до + 42 |
|
Средний срок службы системы, лет |
10 |
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 нефтегазоводяной смеси УПСВ «Бобровская» АО «Оренбургнефть», заводской № 18030 |
- |
1 шт. |
|
Инструкция по эксплуатации |
П4-04 ИЭ-043 ЮЛ-412 |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
Приведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ «Бобровская» (СИКНС) ПАО «Оренбургнефть» утверждена ООО «Метрология и автоматизация». Регистрационный номер ФР.1.29.2018.30683.
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»
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об
утверждении перечня средств измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
Смотрите также
