Номер по Госреестру СИ: 86290-22
86290-22 Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ "Курманаевская" АО "Оренбургнефть"
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерения количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Курманаевская» АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, транспортируемой по трубопроводу за отчетный интервал времени.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведением вычислительных операций, хранением калибровочных таблиц, передачей данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
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
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
АРМ оператора |
ИВК | |
Идентификационное наименование ПО |
RateCalc |
Formula.o |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.4.1.1 |
6.15 |
Цифровой идентификатор ПО |
F0737B4F |
5ED0C426 |
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) измерений
приведены в документе ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ «Курманаевская», утвержденном ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» г. Казань 19.04.2021 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2021.40567.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня средств измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».
ПравообладательАкционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)
ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская обл., 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
Адрес: 625003, Тюменская обл., г. Тюмень, ул. Военная, 44
Тел.: +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 «Сибирская интернет компания» (ООО ИК «СИБИНТЕК»)Адрес юридического лица: 117152, Россия, г. Москва, Загородное шоссе, д. 1, стр. 1 Телефон: +7 (846) 205-80-77
Web-сайт: www.sibintek.ru
E-mail: info@sibintek.ru
Правообладатель
Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская обл., 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 нефти сырой на УПСВ «Курманаевская» 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 измерительно-вычислительного 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 сырой нефти 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 №8016.
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1. Компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
Наименование измерительного компонента |
Место установки, кол-во, шт. |
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 |
1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2), 1 (БИЛ), 1 (БИК), 2(БФ-1),2 (БФ-2), |
32854-13 |
Преобразователь температуры Метран- 280, Метран-286-Ех |
1 (ИЛ 1) 1 (ИЛ 2) 1 (БИЛ) 1 (БИК) |
23410-13 |
Влагомер поточный ВСН-АТ, модель ВСН-АТ.050.060.УМ-100 |
1 (БИК) |
62863-15 |
Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 |
1 (БИК) |
57762-14 |
Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») |
2 (Операторная) |
43239-15 |
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 таблице 3, 4, 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 60 до 130 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
нетто нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в | |
ней влагомером ВСН-АТ.050.60. УМ-100 (далее - влагомером), %: | |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси от 0,01 до 5,0 % включ.: |
±0,9 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 5 до 10 % включ.: |
±1,0 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 10 до 20 % включ.: |
±1,1 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 20 до 50 % включ.: |
±2,0 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 50 до 70 % включ.: |
±5,5 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 70 до 85 % включ.: |
±12,0 |
- в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 85 до 95 % включ.: |
±40,0 |
Продолжение Таблицы 3
1 |
2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |
массы нетто нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли | |
воды в лаборатории, при содержании воды в нефтегазоводяной | |
смеси, %: | |
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси от 0 до 5,0 % включ.: |
±0,6 |
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 5 до 10 % включ.: |
±1,1 |
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 10 до 20 % включ.: |
±2,5 |
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 20 до 50 % включ.: |
±14,0 |
- в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной | |
смеси свыше 50 до 65 % включ.: |
±50,0 |
Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики вспомогательных ИК с комплектным методом определения метрологических характеристик
Номер ИК |
Наименование ИК |
Количеств о ИК (место установки) |
Состав ИК |
Диапазон измерений (т/ч) |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК | |
Первичный измерительный преобразователь |
Вторичная часть | |||||
1, 2 |
ИК массового расхода нефтегазо водяной смеси |
2 (ИЛ 1, ИЛ2) |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модель CMF300 |
Комплекс измерительновычислительный «ОКТОПУС-Л» («OKTOPUS-L») |
от 60 до 130 |
±0,25 %1) (±0,20 %)2) |
Примечания:
-
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 |
Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь |
Температура окружающего воздуха, °С |
от - 43 до + 50 |
Температура измеряемой среды, °С |
от 5 до + 50 |
Избыточное давление измеряемой среды, МПа |
от 0,8 до 4,0 |
Массовая доля воды в измеряемой среде, % не более |
от 0,01 до 95,00 |
Плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 |
от 820 до 880 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
Плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 |
от 1100 до 1200 |
Массовая концентрация хлористых солей обезвоженной нефтегазоводяной смеси, мг/дм3, не более |
15000 |
Массовая доля механических примесей, % |
0,5 |
Содержание объемной доли растворенного газа, м3/м3 |
от 0,5 до 5,0 |
Плотность нефтяного газа в стандартных условиях, кг/м3 |
от 1,05 до 1,60 |
Средний срок службы, лет |
10 |