Номер по Госреестру СИ: 66839-17
66839-17 Система измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО "НГК "Развитие регионов"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО «НГК «Развитие регионов» (далее - СИКН) предназначена для автоматизированного учета нефти ООО «НГК «’азвитие Регионов» подаваемой для транспортировки по магистральному нефтепроводу принимающей стороне ОАО «НК «Роснефть».
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
Комплекс измерительновычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) |
Номенклатура «Rate» | |
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
«RateCalc» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.10 |
2.4.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
24821CE6 |
F0737BF |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
CRC32 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в центре титульного листа руководства по эксплуатации СИКН типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО «НГК «Развитие регионов», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «28» декабря 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/17609-16 от «28» декабря 2016 г.).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО «НГК «Развитие регионов»ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости.
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0543-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО «НГК «Развитие регионов». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР » «13» января 2017 года.
Основные средства поверки:
- передвижная поверочная установка с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность проведения поверки РМ в их рабочем диапазоне измерений, с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизация-Метрология-ЭКСПЕРТ» (ООО «Автоматизация-Метрология-ЭКСПЕРТ»)ИНН 0276115746
Юридический адрес: 450105, г. Уфа, ул. Уфимское шоссе, дом 13А
Адрес: 450105, г. Уфа, ул. Чернышевского, д.82, корп.6, офис 305А
Телефон (факс): (347) 286-53-50
Web-сайт: www.ame-info.ru
Е-mail: info@ame-info.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А.
Телефон:(843)272-70-62, факс 272-00-32
Е-mail: vniirpr@bk.ru
Принцип действия СИКН основан на измерении массы нефти прямым методом динамических измерений.
В состав СИКН входят:
-
- блок фильтров в составе фильтров сетчатых с быстросъемной крышкой, преобразователя давления измерительного Deltabar M PMD55, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №) под № 41560-09, манометров показывающих для точных измерений МПТИ (регистрационный № 26803-11), кранов шаровых;
-
- блок измерительных линий (далее - БИЛ) в составе трех измерительных линий (двух рабочих и одной контрольно-резервной), каждая из которых оснащена расходомером массовым PROMASS 83F80 (регистрационный № 15201-11, далее - РМ), преобразователем давления измерительным Cerabar M PMP51 (регистрационный № 41560-09), манометром показывающим для точных измерений МПТИ, кранами шаровыми;
-
- блок измерений показателей качества нефти, осуществленный по полнопоточной схеме, в составе влагомера поточного ВСН-АТ (регистрационный № 62863-15, далее - ВСН), преобразователя плотности жидкости измерительного модели 7835 (регистрационный № 52638-13), счетчика нефти турбинного МИГ-32Ш-4,0 (регистрационный № 26776-08), мест для подключения пикнометрической установки, прибора УОСГ, преобразователя давления измерительного Cerabar M PMP51, манометра показывающего для точных измерений МПТИ, термопреобразователя сопротивления платинового TR62 (регистрационный № 49519-12), термометра ртутного стеклянного лабораторного ТЛ4 №2 (регистрационный № 303-91), пробоотборника нефти автоматического «Отбор-А-Рслив», совмещенного с ручным отбором проб, кранов шаровых полнопроходных;
-
- узел подключения передвижной поверочной установки;
-
- система сбора и обработки информации в составе комплексов измерительно
вычислительных «ОКТОПУС-Л» («Octopus-L») (основного и резервного, регистрационный № 43239-15), промышленного логического контроллера ОВЕН ПЛК160-220. И-М,
автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора СИКН на базе программного обеспечения «Номенклатура «Rate»;
-
- технологические и дренажные трубопроводы;
-
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек;
-
- дренажная система учтенной и неучтенной нефти с запорной арматурой.
На входном коллекторе БИЛ установлены смеситель потока «Вихрь», пробозаборное устройство щелевого типа с лубрикатором.
На выходном коллекторе БИЛ установлены преобразователь давления измерительный Cerabar M PMP51, манометр показывающий для точных измерений МПТИ, термопреобразователь сопротивления платиновый TR62, термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ4 №2.
Таблица 4 -
Наименование |
Обозначение |
Количество |
Система измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО «НГК «Развитие регионов» |
Заводской номер 019 |
1 шт. |
«СИКН. Обустройство приемо-сдаточного пункта Лабаганского местрождения. ООО «НГК «Развитие Регионов». Технический проект». Пояснительная записка. |
АМЭ 019.00.00.00.000 ПЗ |
1 экз. |
«Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефтегазоводяной смеси (СИКН) на приемо-сдаточном пункте Лабаганского месторождения ООО «НГК «Развитие регионов». Методика поверки» |
МП 0543-9-2016 |
1 экз. |
Метрологические и основные технические характеристики СИКН приведены в таблице 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Диапазон измерений расхода, т/ч (м3/ч) |
от 8,1 до 84 (от 9 до 85) |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы брутто нефти, % |
±0,25 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы нетто нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением ВСН (модификации ВС 1-АТ... 020): - при содержании объемной доли воды от 0,01 % до 17,458 % (массовая доля воды от 0,01 % до 20 %), % Пределы допускаемой относительной погрешности при |
±0,45 |
измерении массы нетто нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории: - при содержании объемной доли воды до 0,847 % (массовая доля воды до 1,0 %), % |
±0,35 |
- при содержании объемной доли воды от 0 % до 10 % (массовая доля воды от 0 % до 11,61 %), % |
±0,6 |
- при содержании объемной доли воды от 10 % до 17,458 % (массовая доля воды от 11,61 % до 20 %), % |
±1,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь |
Количество измерительных линий, шт.: - рабочих |
2 |
- контрольно-резервных |
1 |
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +25 до +45 |
Рабочее давление на входе в СИКН, МПа |
от 2 до 3 |
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 901 до 988 |
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, сСт |
от 17 до 35 |
Массовая доля воды, %, не более |
20,0 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
100 |
Массовая доля парафина, %, не более |
6 |
Содержание свободного газа |
отсутствует |
Давление насыщенных паров, кПа |
35 |
Массовая доля серы, %, не более |
3 |
Массовая доля сероводорода, млн.-1(ррт), не более |
20 |
Массовая доля метил и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1(ррт), не более |
100 |
Режим работы СИКН |
непрерывный |