Номер по Госреестру СИ: 79772-20
79772-20 Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН "Тананыкская" ПАО "Оренбургнефть"
( )
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК (основной и резервный), АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Наименования ПО АРМ оператора и идентификационные данные указаны в таблице 1. Наименование ПО ИВК и идентификационные данные приведены в описании типа ИВК.
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Т аблица 1 - Идентификационные данные ПО АР |
VI оператора |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
OZNA-Flow.3.2 |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.2 |
Цифровой идентификатор ПО |
60075479 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/7509-18 от 17.07.2018). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30785.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 1033-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе УПН «Тананыкская» ПАО «Оренбургнефть». Методика поверки», утвержденному ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», утвержденному 13 марта 2020 г.
Основные средства поверки:
-
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) 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», обеспечивающий определение метрологических характеристик счетчиков - расходомеров массовых в требуемых диапазонах расхода;
-
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие ОЗНА - Инжиниринг» (ООО «НИИ ОЗНА - Инжиниринг»)ИНН: 0278096217
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 205а
Телефон: +7(347) 292-79-10
Факс: +7(347) 292-79-15
E-mail: ozna-eng@ozna.ru
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно -исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон: +7(843) 272-70-62
Факс: +7(843)272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением счетчика-расходомера массового. Выходные сигналы измерительного преобразователя счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКНС применены средства измерений утвержденных типов:
-
- расходомеры массовые Promass (модификации Promass 500) (далее по тексту -СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 68358-17;
-
- датчики температуры Rosemount 3144Р, рег. № 63889-16;
-
- датчики давления Метран-150 модели 150TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
-
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту ВП), рег. № 14557-15;
-
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14;
-
- комплексы измерительно-вычислительные расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее по тексту - ИВК), рег. № 52866-13;
-
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4 №2 и №3, рег. № 303-91;
-
- манометры МП показывающие и сигнализирующие, рег. № 59554-14. Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКНС
Наименование характеристики |
Значение |
Диапазон измерений расхода, м3/ч (т/ч) |
от 40 до 90 (от 34 до 77) |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %:
|
±0,25 ±0,35 ±0,35 |
Т аблица 3 - Основные технические характеристики СИКНС
Наименование характеристики |
Значение |
Измеряемая среда |
нефть сырая |
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
Избыточное давление измеряемой среды, МПа: | |
- рабочее |
1,3 |
- минимально допустимое |
0,8 |
- максимально допустимое |
2,2 |
Физико-химические свойства измеряемой среды: | |
Диапазон плотности дегазированной нефти при температуре +20 оС и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3 |
от 855 до 880 |
Диапазон плотности пластовой воды при температуре +20 оС |
от 1110 до 1200 |
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм2/с (сСт): |
от 5,3 до 16,5 |
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +35 до +65 |
Массовая доля воды, %, не более |
0,5 |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 |
от 20 до 100 |
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,08 |
Массовая доля серы, %, не более |
2,12 |
Массовая доля парафина, %, не более |
3,22 |
Давление насыщенных паров, кПа, не более |
50,6 |
Массовая доля сероводорода, млн-1(ррт), не более |
110 |
Массовая доля метил- этилмеркаптанов, млн-1(ррт), не более |
72 |
Содержание свободного газа, %, не более |
не допускается |
Содержание растворенного газа, м3/м3, не более |
0,5 |
Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3 |
от 1,16 до 1,18 |
Суммарные потери давления на СИКНС при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - в рабочем режиме |
0,2 |
- в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (далее - КМХ) |
0,4 |
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
Параметры электрического питания: - напряжение, В |
380±38 (трехфазное); |
- частота, Гц |
220±22 (однофазное) 50±1 |
Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, оС |
от -40 до +50 |
- температура в блок-боксе, оС, не менее |
+5 |
- операторная, оС |
от +15 до +25 |
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |