Номер по Госреестру СИ: 85826-22
85826-22 Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ "Кодяковская" (на выходе Карбон) АО "Оренбургнефть"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Кодяковская» (на выходе «Карбон») АО «Оренбургнефть» предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
ПО СИКНС реализованное в автоматизированном рабочем месте оператора - ПО «АРМ оператора «ФОРВАРД» (далее - АРМ оператора).
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 СИКНС
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
ПО АРМ оператора |
ПО ИВК | |
Идентификационное наименование ПО |
ArmA.dll ArmMX.dll ArmF.dll |
EMC07.Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
4.0.0.1 4.0.0.2 4.0.0.2 |
PX.7000.01.05 |
Цифровой идентификатор ПО |
8B71AF71 0C7A65BD 96ED4C9B |
1C4B16AC |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Инструкция. ГСИ. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Кодяковская», утверждена ООО Центр Метрологии «СТП», (регистрационный номер ФР.1.29.2017.27222).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПНСТ 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.
ПравообладательАкционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)
ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская область, г. Бузулук, ул. Магистральная, дом 2
Телефон: +7 (35342) 73-670, +7 (35342) 73-317 факс: +7 (35342) 73-201
Web-сайт: www.orenburgneft.rosneft.ru; Е-mail: orenburgneft@rosneft.ru
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)ИНН 7204002810
625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44.
Телефон: +7(3452) 43-01-03
Факс: +7(3452) 43-22-39
Web-сайт: hms-neftemash.ru
E-mail: girs@hms-neftemash.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью ИК «СИБИНТЕК» (ООО ИК «СИБИНТЕК»).Адрес (место нахождения): 446200, Россия, Самарская область, г. Новокуйбышевск, ул. Научная, дом 3 стр. 6
Юридический адрес: 117152, Россия, г. Москва, Загородное шоссе, д. 1, стр. 1.
Телефон: +7 (846) 205-80-77; Web-сайт: www.sibintek.ru; E-mail: Povolzhye@sibintek.ru
Правообладатель
Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская область, г. Бузулук, ул. Магистральная, дом 2
Телефон: +7 (35342) 73-670, +7 (35342) 73-317 факс: +7 (35342) 73-201
Web-сайт: www.orenburgneft.rosneft.ru; Е-mail: orenburgneft@rosneft.ru
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси УПСВ «Кодяковская» (на выходе «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 нефтегазоводяной смеси 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 6623.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование измерительного компонента |
Кол-во, шт. (место установки) |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модель CMF300 |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) |
45115-16 |
Датчик давления Метран-150, модель 150TG |
4 (БФ), 2 (БИЛ), 1 (БИК) |
32854-13 |
Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270- Ex, модель ТСПУ Метран- 276-Ex |
2 (БИЛ), 1 (БИК) |
21968-11 |
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ, модель ВСН-АТ.50.040.УМ-010 |
1 (БИК) |
62683-15 |
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ, модель ВСН-АТ.50.060.УМ-100 |
1 (БИК) |
62683-15 |
Преобразователь плотности и расхода CDM, модификация CDM100Р |
1 (БИК) |
63515-16 |
Счетчик нефти турбинный МИГ, модель МИГ-32-6,3 |
1 (БИК) |
26776-08 |
Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 |
1 (СОИ) |
53852-13 |
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.
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 40 до 145 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % |
± 0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси влагомером ВСН-АТ.50.40.УМ-010, %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 0,01 % до 5 % включ.: |
±0,35 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 5 % до 10 % включ.: |
±0,4 |
Продолжение таблицы 3 - Метрологические характеристики
1 |
2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси влагомером ВСН-АТ.50.40.УМ-100, %: - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 10 % до 20 % включ.: |
±1,5 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 20 % до 50 % включ.: |
±2,5 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 50 % до 70 % включ.: |
±5,0 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси св. 70 % до 85 % включ.: |
±15,0 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количество ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерени й (т/ч) |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
Первичный измеритель ный преобразо ватель |
Вторичная часть | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1, 2 |
ИК массового расхода нефтегазо водяной смеси |
2 (ИЛ 1, ИЛ 2) |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модель CMF |
Комплекс измерительновычислительный ИМЦ-07 |
От 40 до 145 |
±0,25 %1) (±0,20 %)2) |
-
1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного;
-
2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного.
Таблица 5 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Условия эксплуатации:
|
от -40 до + 50 от +5 до + 25 от 30 до 100 от 84,0 до 106,7 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
Режим работы СИКНС |
Непрерывный |
Продолжение таблицы 5 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
1 |
2 |
Параметры электропитания: | |
- напряжение переменного тока, В |
380±38 |
- частота питающей сети, Гц |
50±1 |
Измеряемая среда со следующими параметрами: |
Нефтегазоводяная смесь |
- избыточное давление измеряемой среды, МПа | |
минимальное |
1,0 до |
рабочее |
2,2 |
максимальное |
4,25 |
-температура измеряемой среды, °С |
от +5 до +50 |
- кинематическая вязкость измеряемой среды в рабочем | |
диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с |
до 6,3 |
- плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной | |
смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 |
846 |
- плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 |
1168 |
- объемная доля воды, %, |
от 0,01 до 85 |
- массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
до 400 |
- массовая доля механических примесей, % |
до 0,01 |
- содержание растворенного газа, м3/м3 |
отсутствует |
- содержание свободного газа |
не допускается |