Номер по Госреестру СИ: 74931-19
74931-19 Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения (далее по тексту - система) предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров сырой нефти, сдаваемой ООО «РН-Северная нефть» в межпромысловый нефтепровод «ДНС Макариха-ПК 102».
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства -
Номер записи -
ID в реестре СИ - 582646
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Уфа
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет представляет собой таблицу с перечнем эталонов организаций, применяемых при поверке cредств измерений биоанализа. По каждому эталону приведена статистика поверок СИ по годам. В качестве эталона могут выступать ГЭТ, эталоны единиц величин или СИ, используемые в качестве эталонов.
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1015 от 2019.04.29 Пиказ об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
60019-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС "Веякошорская" ООО "РН-Северная нефть", Нет данных ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
|
60928-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Северо-Ютымского месторождения ООО "Нобель Ойл", Нет данных ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
|
66335-16 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ "Салюкинская" ООО "РН - Северная нефть", Нет данных ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
|
74932-19 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на установке подготовки нефти (УПН) "Баган", Нет данных ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
|
74931-19 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения, Нет данных ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
|
74930-19 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) с установки предварительного сброса воды (УПСВ) "Нядейюская" Нядейюского месторождения, Нет данных ЗАО "НефтеГазМетрологияСервис" (РОССИЯ г.Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
Отчет представляет собой интерактивную карту России с нанесенными на нее маркерами и цифрами, обозначающими города и количество организаций аккредитованных на поверку и осуществляющих деятельность в указанном городе.
По каждой из организаций дополнительно на карте приводится информация: наименование организации, номер в РАЛ ФСА, адрес места осуществления деятельности, телефон и электронная почта при наличии.
Дополнительно, отчет сопровождается справочной таблицей, содержащей информацию о количестве поверок, месте регистрации (город, регион, округ), ИНН организации, номер в РАЛ ФСА, полное и сокращенное наименования организации.
В отчете имеется возможность загрузить сырые данные для их самостоятельной обработки.
Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|
Стоимость поверки Система измерений количества и параметров нефти сырой на дожимной насосной станции (ДНС) "Макарихинская" Средне-Макарихинского месторождения (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное в контроллерах измерительно-вычислительных OMNI 6000 (основном и резервном), сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 (основной) |
ПО контроллера измерительно-вычислительного OMNI-6000 (резервный) |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
24.75.10 |
24.75.10 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
64E0 |
64E0 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения» (свидетельство об аттестации методики измерений № 2702/1-38-311459-2017 от 27.02.2017).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 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
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0866-9-2018 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Макарихинская» Средне-Макарихинского месторождения. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 11.07.2018 г.
Основные средства поверки:
-
- эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1 % в соответствии с приказом 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»;
-
- средства поверки в соответствии с методикой поверки системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверитель-ного клейма или наклейки.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «НефтеГазМетрологияСервис» (ЗАО «НГМС») ИНН 0278053421
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Комсомольская, д. 1, корп.1 Телефон: (347) 292-08-62
Факс: (347) 292-08-62
E-mail: info@ngms.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти 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 сырой нефти 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 сырой нефти и массы балласта.
Система 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, блока измерительных линий, блока контроля параметров нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и системы сбора и обработки информации.
Система состоит из двух (одной рабочего, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, плотности сырой нефти, объемного расхода в блоке контроля параметров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
-
- расходомеры массовые Promass 83F (далее по тексту - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту -Госреестр) № 15201-11;
-
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (далее по тексту- ВП) модификации ВСН-2-50-60-01, Госреестр № 24604-12;
-
- датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;
-
- преобразователи температуры Метран-280 модели ТСПУ Метран-286, Госреестр № 23410-13;
-
- преобразователь плотности и расхода CDM модели CDM100Р, Госреестр № 63515-16;
-
- счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
-
- контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, Госреестр № 15066-09;
-
- автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
-
- манометры для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
-
- термометры электронные ЕхТ-01, Госреестр № 44307-10.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений расхода рабочей среды, м3/ч (т/ч) |
от 33 (30) до 98 (90) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, % - при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 10 до 20 % |
±1,5 |
|
- при измерении массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти от 20 до 46 % (при массовой доле воды не более 50 %) |
±2,1 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °С и избыточном давлении, равном нулю, кг/м3 |
от 875 до 920 |
|
Плотность пластовой воды при +20 °С, кг/м3 |
1165 |
|
Диапазон массовой (объемной) доли воды в сырой нефти, % |
от 13 (10) до 50 (42,6) |
|
Диапазон температуры сырой нефти, °С |
+30 до +70 |
|
Кинематическая вязкость нефти, мм2/с (сСт) - при +50 °С |
20 |
|
- при +20 °С |
170 |
|
Давление измеряемой среды, МПа - рабочее |
3,0 |
|
- минимально допустимое |
0,5 |
|
- максимально допустимое |
6,3 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,05 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
1000 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Содержание свободного газа, % |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
12,88 |
|
Параметры электрического питания:
|
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Условия эксплуатации
|
от -60 до +40 до 100 100±5 |
|
Средний срок службы, год, не менее |
20 |