Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на СИКНС УПСВ "Долговская" (Гаршинский поток Карбон) АО "Оренбургнефть"
| Номер в ГРСИ РФ: | 87728-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Нефтемаш", Республика Башкортостан, г. Давлеканово |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) 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 | 87728-22 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на СИКНС УПСВ "Долговская" (Гаршинский поток Карбон) АО "Оренбургнефть" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 14 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Нефтемаш" (АО "Нефтемаш"), Республика Башкортостан, г. Давлеканово
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 87728-22: Описание типа СИ | Скачать | 99.4 КБ | |
| 87728-22: Методика поверки | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) 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 нефти сырой на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) 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 измерительновычислительного 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 №14
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.
аблица 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, модель CMF300 |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) |
13425-06 |
|
Датчик давления Метран-100-Вн-ДИ |
2 (ИЛ 1), 3 (ИЛ 2), |
22235-08 |
|
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274 |
1 (БИК), 1 (БИЛ) |
21968-06 |
|
Влагомер поточный ВСН, модель ВСН-2-ПП-100-100 |
1 (БИЛ) |
24604-12 |
|
Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
1 (СОИ) |
76279-19 |
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.
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 |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер ПО) |
1,0000 |
|
Контрольная сумма исполняемого кода |
E4430874 |
|
Алгоритм вычисления контрольной суммы |
CRC32 |
|
Комплекс измерительно вычислительный |
ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 9 до 140 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,10 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным ВСН-2-ПП-100-100 (далее - влагомером), %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5,0 до 15,0 %: |
±1,76 |
|
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 15 до 35 %: |
±2,30 |
|
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 35 до 55 %: |
±4,14 |
|
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 55 до 65 %: |
±5,32 |
|
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 65 до 70 %: |
±6,21 |
|
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 70 до 85 %: |
±18,62 |
|
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 85 до 97 %: |
±93,08 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в лаборатории, при содержании воды в диапазоне объемной доли воды %: - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0 до 5,0 %: |
±0,42 |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5,0 до 15,0 %: |
±0,48 |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 15 до 35 %: |
±0,71 |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 35 до 55 %: |
±1,60 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 | |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды в св. 55 до 65 %: |
нефтегазоводяной смеси |
±2,42 |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды в св. 65 до 70 %: |
нефтегазоводяной смеси |
±3,04 |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды в св. 70 до 85 %: |
нефтегазоводяной смеси |
±7,39 |
|
- в диапазоне содержания массовой доли воды св. 85 до 98 %: |
в нефтегазоводяной смеси |
±63,85 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь |
|
Температура окружающего воздуха, °С |
от - 43 до +50 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от 15 до +35 |
|
Рабочий диапазон температуры НГС |
от 5 до 30 |
|
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 1,2 до 2,0 |
|
Объемная доля воды в измеряемой среде, % |
от 0 до 98,0 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с |
от 2,5 до 5,0 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 |
от 770 до 900 |
|
Плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 |
от 1000 до 1300 |
|
Массовая концентрация хлористых солей обезвоженной нефтегазоводяной смеси, мг/дм3, не более |
от 20 до 6000 |
|
Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной НГС, % |
от 0 до 0,5 |
|
Содержание объемной доли растворенного газа, м3/м3 |
от 0,5 до 25,0 |
|
Плотность нефтяного газа в стандартных условиях, кг/м3 |
от 1,05 до 1,60 |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, (шт./экз.) |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть» |
- |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
П4-04 ИЭ-161 ЮЛ-412 |
1 |
|
Формуляр СИКНС |
- |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть», утвержденном ООО ИК «СИБИНТЕК», г. Самара 19.10.2021 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2021.41596
Нормативные документы
Приказ Росстандарта от 13 сентября 2019 г. № 30-ПНСТ «Об утверждении предварительного стандарта Российской Федерации»;
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 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
