Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Белозерская
| Номер в ГРСИ РФ: | 97117-25 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "Самаранефтегаз", г. Самара |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Белозерская (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 | 97117-25 | ||||||
| Наименование | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Белозерская | ||||||
| Приказы |
№2662 от
05.12.2025
— 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 | 197bd756-cdbf-bba0-cfbc-44f76ed51ff7 | ||||||
| Испытания |
|
||||||
Производитель / Заявитель
АО «Самаранефтегаз», РОССИЯ, 443071, Самарская обл., г. Самара, проспект Волжский, д. 50
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке |
МП 16-1045-01-2025 Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Белозерская Методика поверки
(с 05.12.2025)
|
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
1 год
|
| Зарегистрировано поверок |
Поверители
Скачать
|
97117-25: Описание типа
2025-97117-25.pdf
|
Скачать | 106.1 КБ | |
|
97117-25: Методика поверки
МП 16-1045-01-2025
2025-mp97117-25.pdf
|
Скачать | 1.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Белозерская (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 системы обработки информации (далее - СОИ) в составе комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) и контроллера измерительновычислительного SUMMIT 8800 (далее - ИВК) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений массового расхода, давления, температуры и объемной доли воды.
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси в трубопроводе с помощью расходомеров-счетчиков массовых OPTIMASS 6400 (далее - СРМ).
Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
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 Белозерская с заводским номером 177794.
Конструктивно СИКНС состоит из:
- блока фильтров;
- блока измерительных линий (далее - БИЛ): одна рабочая и одна резервноконтрольная 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:
- Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS х400, мод. OPTIMASS 6400 (регистрационный номер 53804-13);
- Датчики давления ЭМИС-БАР, мод. ЭМИС-БАР 103 (регистрационный номер 72888-18);
- Датчики давления Метран-55, мод. Метран-55-ДИ (регистрационный номер 18375-08);
- Датчики давления серии АМ-2000, мод. АМ-2000-TG (регистрационный номер 35035-14);
- Термопреобразователи сопротивления ТПС, мод. ТПС 106 (регистрационный номер 71718-18);
- Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98);
- Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом УТП, мод. УТС 106 (регистрационный номер 47757-11);
- 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 76279-19);
- Контроллер измерительно-вычислительный SUMMIT 8800 (регистрационный номер 65347-16).
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 177794 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 - 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного в ИВК ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.000 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
E4430874 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного в ИВК SUMMIT 8800
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Summit8800_Main_V0_40_3_0e.s19 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
0.40.3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0x168A3DAE |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного на АРМ
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПЕТРОЛСОФТ(С) модуль SIKNS.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1 (версия библиотек 1.0.0.0) |
|
Цифровой идентификатор ПО |
081AC2158C73492AD0925DB1035A0E71 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч |
от 0 до 117 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы |
±0,25 |
|
нефтегазоводяной смеси, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти ВСН-2-50-100-01, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
|
- от 5 % до 15 % включ. |
±(0,151№ов1) + 0,25) |
|
- св. 15 % до 35 % включ. |
±(0,075Wов + 1,375) |
|
- св. 35 % до 55 % включ. |
±(0,^ов-1,25) |
|
- св. 55 % до 65 % включ. |
±(0,3 W»- 9,5) |
|
- св. 65 % до 70 % включ. |
±10,0 |
|
- св. 70 % до 85 % включ. |
±16,76 |
|
- св. 85 % до 95 % включ. |
±50,28 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти ВСН-2-50-60-01, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
|
- от 0 % до 5 % включ. |
±1,0 |
|
- св. 5 % до 15 % включ. |
±(0,151№ов1) + 0,25) |
|
- св. 15 % до 35 % включ. |
±(0,075Wов + 1,375) |
|
- св. 35 % до 55 % включ. |
±(0,151№ов-1,25) |
|
- св. 55 % до 60 % включ. |
±(0^ов- 9,5) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
|
- от 0 % до 5 % включ. |
±0,67 |
|
- св. 5 % до 15 % включ. |
±0,49 |
|
- св. 15 % до 35 % включ. |
±0,68 |
|
- св. 35 % до 55 % включ. |
±0,82 |
|
- св. 55 % до 65 % включ. |
±2,47 |
|
- св. 65 % до 70 % включ. |
±2,97 |
|
- св. 70 % до 85 % включ. |
±6,74 |
|
- св. 85 % до 95 % включ. |
±22,30 |
|
1) Wов - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, % |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь |
|
Температура нефтегазоводяной смеси, °С |
от 0 до +50 |
|
Избыточное давление нефтегазоводяной смеси, МПа |
от 0,1 до 6,0 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к стандартным условиям, кг/м3 |
от 800 до 1170 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с |
от 1,25 до 35 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
от 1150 до 1200 |
|
Объемная доля воды в нефтегазовой смеси, %, не более |
95 |
|
Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, % |
от 0,01 до 0,09 |
|
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+5373 -5 7 220+32 -33 50±1 |
|
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 6 - 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 7 - Комплектность СИКНС
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ Белозерская, зав. № 177794 |
_ |
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 Белозерская. 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
