Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская
| Номер в ГРСИ РФ: | 96985-25 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская (далее - СИКНС) предназначена для измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси и определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Номер по Госреестру | 96985-25 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская | ||||||
| Приказы |
№2591 от
28.11.2025
— Об утверждении типов средств измерений
|
||||||
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
||||||
| Характер производства | Единичное | ||||||
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | c4e0f3f3-21d0-ab34-cd99-7e89b1ad275d | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО «Самаранефтегаз», РОССИЯ, 443071, Самарская обл., г. Самара, проспект Волжский, д. 50
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП 1512/3-311229-2025 Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская Методика поверки
(с 28.11.2025)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
96985-25: Описание типа
2025-96985-25.pdf
|
Скачать | 105.1 КБ | |
|
96985-25: Методика поверки
МП 1512/3-311229-2025
2025-mp96985-25.pdf
|
Скачать | 105.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская (далее - СИКНС) предназначена для измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси и определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (далее - ИВК) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений массового расхода, давления, температуры и объемной доли воды.
Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
К настоящему типу средства измерений (далее - СИ) относится Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская с заводским номером 928911.
Конструктивно СИКНС состоит из:
- блока фильтров;
- блока измерительных линий (далее - БИЛ): одна рабочая и одна резервно-контрольная измерительные линии;
- блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК);
- узла подключения турбопоршневой поверочной установки;
- технологических и дренажных трубопроводов;
- системы обработки информации (далее - СОИ).
Автоматизированное рабочее место оператора (далее - АРМ оператора) входит в состав СОИ.
В состав СИКНС входят следующие СИ:
- Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный номер 77657-20);
- Датчики давления ЭМИС-БАР, мод. ЭМИС-БАР 103 (регистрационный номер 7288818);
- Датчики давления Метран-55, мод. Метран-55-Ех-ДИ (регистрационный номер 18375-08);
- Термопреобразователи сопротивления ТПС, мод. ТПС 106 (регистрационный номер 71718-18);
- Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСМУ 9418 (регистрационный номер 17627-98);
- Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-100-01 (регистрационный номер 24604-12);
- Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-60-01 (регистрационный номер 24604-12);
- Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
(регистрационный номер 43239-15).
В состав СИКНС входят показывающие СИ давления и температуры утвержденных типов.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы нефтегазоводяной смеси, давления и температуры нефтегазоводяной смеси, объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси;
- автоматическое вычисление массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси;
- контроль метрологических характеристик СРМ;
- поверка СРМ с помощью турбопоршневой поверочной установки;
- автоматический и ручной отбор проб нефтегазоводяной смеси;
- регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
- индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
- контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
- защита системной информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.
Возможность нанесения знака поверки непосредственно на СИКНС отсутствует.
Заводской номер 928911 в виде цифрового обозначения нанесен в виде наклейки на шкаф измерительно-вычислительного комплекса СИКНС, а также типографским способом на титульный лист паспорта.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС и реализовано поэлементно в ИВК и в АРМ оператора.
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений, несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений ПО и измеренных (вычисленных) данных обеспечивается системой идентификации пользователя, введением паролей и разграничением уровня доступа, а также механическим опломбированием ИВК. Доступ к метрологически значимой части ПО ИВК для пользователя закрыт.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного в ИВК
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
24821СЕ6 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного на АРМ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
«Rate АРМ оператора УУН» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
F0737B4F |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч |
от 10 до 430 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти мод. ВСН-2-50-100-01, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 5 % до 15 % включ. - св. 15 % до 35 % включ. - св. 35 % до 55 % включ. - св. 55 % до 65 % включ. - св. 65 % до 70 % включ. - св. 70 % до 85 % включ. - св. 85 % до 95 % включ. |
±(0,^овп + 0,25) ±(0,075Wов + 1,375) ±(0,^ов-1,25) ±(0,3 W»- 9,5) ±5,65 ±17,62 ±63,39 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти мод. ВСН-2-50-60-01, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 0 % до 5 % включ. - св. 5 % до 15 % включ. - св. 15 % до 35 % включ. - св. 35 % до 55 % включ. - св. 55 % до 60 % включ. |
±1,0 ±(0,151№ов1) + 0,25) ±(0,075Wов + 1,375) ±(0,^ов-1,25) ±(0,3 W»- 9,5) |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 0 % до 5 % включ. |
±0,65 |
|
- св. 5 % до 15 % включ. |
±0,47 |
|
- св. 15 % до 35 % включ. |
±0,67 |
|
- св. 35 % до 55 % включ. |
±1,45 |
|
- св. 55 % до 65 % включ. |
±2,20 |
|
- св. 65 % до 70 % включ. |
±2,77 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, в диапазоне объемной доли воды, %: - от 70 % до 85 % включ. |
±199,31 |
|
- св. 85 % до 95 % включ. |
±802,23 |
|
1) Wов - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, % |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь |
|
Температура нефтегазоводяной смеси, °С |
от 0 до +50 |
|
Избыточное давление нефтегазоводяной смеси, МПа |
от 0,1 до 4,0 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к стандартным условиям, кг/м3 |
от 820 до 920 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с |
от 1,25 до 35 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
от 1100 до 1200 |
|
Объемная доля воды в нефтегазовой смеси, %, не более |
95 |
|
Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более |
0,1 |
|
Массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 |
от 200 до 6300 |
|
Объемная доля растворенного газа, м3/м3 |
от 1 до 25 |
|
Плотность растворенного газа в нефтегазоводяной смеси при стандартных условиях, кг/м3 |
от 0,001 до 1,6 |
|
Свободный газ |
не допускается |
|
Параметры электропитания: - напряжение, В: - силовое оборудование - технические средства СОИ - частота, Гц |
380+573 -5 7 220+332 50±1 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в месте установки ИЛ, °С; - температура окружающей среды в месте установки БИК, СОИ, °С; - относительная влажность в помещении, % - атмосферное давление, кПа |
от -40 до +40 от +15 до +35 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
Таблица 5 - Показатели надежности
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Знак утверждения типа
наносится в левый верхний угол титульного листа паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская, зав. № 928911 |
_ |
1 шт. |
|
Паспорт |
_ |
1 экз. |
|
Руководство по эксплуатации |
_ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
_ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в Приложении А эксплуатационного документа «Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Михайловско-Коханская. Руководство по эксплуатации».
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
