МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

10 декабря 2018 г.                                            „   2622

Москва

О переоформлении свидетельства об утверждении типа средства измерений № 63823 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения» и внесении изменений в описание типа

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее-Административный регламент), и в связи с обращением ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» от 01 ноября 2018 г. № 31-10-174Я приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на систему измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения, зарегистрированную в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 65376-16, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Установить методику поверки по документу НА.ГНМЦ.0108-16 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения. Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 10 октября 2018 г.

• 3. Переоформить свидетельство об утверждении типа № 63823 «Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения», зарегистрированное в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 65376-16, в связи с внесением изменений в документ на методику поверки.

• 4.  Управлению метрологии (Д.В.Гоголев), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузин) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его юридическому лицу или индивидуальному предпринимателю.

• 5. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

(------------------------------

Подлинник электронного документа, подписанного ЭЛ, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: OOE1036EE327UE880E9E0071BFC5DD276 Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 08.11.2018 до 08.11.2019

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «10» декабря 2018 г. № 2622

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения

Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения (далее - СИКН) предназначена для автоматических измерений массы и показателей качества нефти при ведении приемо-сдаточных операций между ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и АО «Транснефть-Сибирь».

Измерения массы брутто нефти выполняют прямым методом динамических измерений -с помощью расходомеров массовых.

Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

Блок фильтров состоит из входного и выходного коллекторов и двух фильтрующих линий (основной и резервной), в состав каждой фильтрующей линии входят следующие технические средства и средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):

• - фильтр грубой очистки с быстросъемной крышкой DN 250;

• - преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75 (№ 41560-09);

• - два манометра для местной индикации давления (до и после фильтра).

На входном коллекторе блока фильтров установлены:

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (№ 41560-09);

• - манометр для местной индикации давления.

БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, двух рабочих и одной контрольнорезервной измерительных линий (ИЛ). На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:

• - расходомер массовый Promass 83F (№ 15201-11);

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (№ 41560-09);

• - преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (№ 57947-14);

• - термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (№ 49519-12);

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

• - пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

• - преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (№ 41560-09);

• - преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (№ 57947-14);

• - термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (№ 49519-12);

• - манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012, установленное на входном коллекторе БИЛ. В БИК установлены следующие средства измерений и технические средства:

- преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7835 (№ 52638-13) либо преобразователь плотности и расхода CDM (№ 63515-16);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные мод. 7829 (№ 1564206) или модели FVM (№62129-15);

- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм (№ 14557-10);

- преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP71 (№ 41560-09);

- преобразователь измерительный серии iTEMP TMT82 (№ 57947-14);

- термопреобразователь сопротивления платиновый TR61 (№ 49519-12);

- расходомеры ультразвуковые UFM 3030 (№ 48218-11) или расходомеры счетчики ультразвуковые OPTISONIK 3400 (№57762-14);

- пробоотборники нефти «Стандарт-А» или пробоотборники «ВИРА-1-50-63» предназначенные для автоматического отбора проб;

- пробоотборник нефти «Стандарт-Р» для ручного отбора проб;

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

Поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых Promass 83F проводят с помощью блока ТПУ, расположенного на одной площадке с СИКН и включающего в себя следующие средства измерений:

- установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (№ 20054-12);

- преобразователи давления измерительные 3051S (№ 24116-13);

- преобразователи измерительные Rosemount 3144P (№ 56381-14);

- термопреобразователи сопротивления платиновый серии 65 (№ 22257-11);

- манометры и термометры для местной индикации давления и температуры.

СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два контроллера измерительных FloBoss S600+ (№ 57563-14), осуществляющих сбор измерительной информации и формирование отчетных данных, и два автоматизированных рабочих места оператора на базе персонального компьютера с программным комплексом «Cropos», оснащенных монитором, клавиатурой и одного печатающего устройства.

Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКН, в соответствии с МИ 3002-2006.

СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:

- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);

- автоматическое вычисление массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);

- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м³), вязкости (мм²/с) нефти, объемной доли воды в нефти (%);

- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей и механических примесей в нефти;

- поверку и контроль метрологических характеристик расходомеров массовых по стационарной поверочной установке, контроль метрологических характристик расходомеров массовых, установленнх на рабочих линиях, по расходомеру массовому, установленному на контрольно-резервной ИЛ;

- автоматический отбор объединенной пробы нефти;

- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти.

Программное обеспечение (далее - ПО) СИКН разделено на два структурных уровня -верхний и нижний. К нижнему уровню относится ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - контроллеров). К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.

К ПО верхнего уровня относится программный комплекс «Cropos», выполняющий функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станциях оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, на котором применяется система, прием и обработка управляющих команд оператора, формирование отчетных документов. К метрологически значимой части программного комплекса «Cropos» относится файл «metrology.dll».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллеров FloBoss S600+

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО программного комплекса «Cropos»

Метрологические и технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики

Знак утверждения типа наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0108-16 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения. Методика поверки с изменением №1», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 10.10.2018 г.

Основные средства поверки:

• - рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256;

• - средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКН.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой СИКН с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

«Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1507 ПСП Пякяхинского месторождения», утверждена ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 25.07.2016 г., ФР.1.29.2016.25228.

ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений»

ГОСТ 8.024-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений плотности»

ГОСТ 8.025-96 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вязкости жидкостей»

Приказ Росстандарта от 07.02.2018 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»

ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»

Публичное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (ПАО «Нефтеавтоматика») ИНН 0278005403.

Адрес: 450005, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, 24

Телефон: (347) 228-81-70

Web-сайт: www.nefteavtomatika.ru

E-mail: nefteavtomatika@nefteavtomatika.ru

Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»)

ИНН 8608048498

Адрес: 628486, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, г. Когалым, ул. Прибалтийская, д. 20

Телефон: (34922) 2-96-19

Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)

Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а

Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68

Факс: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68

E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru

Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.