Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси с ПНС Тепловского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 95246-25 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси с ПНС Тепловского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 95246-25 |
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси с ПНС Тепловского месторождения |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Актуальность информации | 19.07.2025 |
Поверители
Скачать
| 95246-25: Описание типа | Скачать | 432.7 КБ | |
| 95246-25: Методика поверки | Скачать | 1010 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси с ПНС Тепловского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
1) блок измерительных линий (БИЛ);
2) блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения параметров нефти в нефтегазоводяной смеси;
3) система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Со став СИКНС с измерительными компонентами представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF300 |
БИЛ |
13425-06 |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 мод. 902820/10 |
БИЛ, БИК |
32460-06 |
|
Преобразователи давления измерительные 40 мод. 4385 |
БИЛ, БИК |
19422-03 |
|
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.3 |
БИК |
63973-16 |
|
Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 |
БИК |
15644-06 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные МикроТЭК |
СОИ |
24063-06 |
|
Примечание — В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества нефти входит расходомер. | ||
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
- отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
- поверку преобразователя расхода на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- контроль метрологических характеристик средств измерений без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
Место расположения СИКНС, заводской номер 101: ПНС Тепловского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований их описаний типа или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке установленной на стене блок-бокса СИКНС.
О бщий вид СИКНС представлен на рисунке 1. Место нанесения заводского номера указано на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
Рисунок 2 - Место нанесения заводского номера
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК |
АРМ |
|
Идентификационное наименование ПО |
УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ ГАЗА И ВОДЫ |
View.exe |
|
Номер версии ПО |
v.19.04.05 |
v.1101.0377.0000.0000 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон массового расхода, т/ч |
от 40 до 120 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, % св. 0 до 5 включ. св. 5 до 10 включ. - при использовании влагомеров сырой нефти: св. 0 до 5 включ. св. 5 до 10 включ. |
±1,0 ±(0,15 ф+0,25) ±1,0 ±(0,15 ф*+0,25) |
|
Примечание — ф - значение объемной доли воды в измеряемой среде, % | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных линий |
2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление в измерительной линии, МПа - плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре +20 °С, кг/м3 - плотность пластовой воды при температуре +20 °С, кг/м3 - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более - плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - объемная доля растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3 |
от +30,9 до +47,8 от 1,15 до 2,29 от 871 до 885 от 1001 до 1018 10,0 от 0,7 до 1,4 от 0,1 до 1,6 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
- массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, % - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 |
от 0,019 до 0,028 от 137,1 до 162,3 |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С - для первичных преобразователей - СОИ (ИВК и АРМ оператора) |
от +5 до +35 от +18 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси с ПНС Тепловского месторождения |
_ |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
_ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ВЯ-1801/2023 Инструкция. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) с ПНС Тепловского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 1801/01.00248-2014/2024 от 02.09.2024.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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
