Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения
| Номер в ГРСИ РФ: | 95354-25 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | Общество с ограниченной ответственностью "ИМС-Индастриз" (ООО "ИМС-Индастриз"), Московская область, г. Видное |
| Межповерочный интервал: | 1 год |
| Заводской номер: | 553 |
Общая информация
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения (далее – СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти. Подробнее
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения (производитель Общество с ограниченной ответственностью "ИМС-Индастриз" (ООО "ИМС-Индастриз"), Московская область, г. Видное) внесены в Государственный реестр средств измерений (ГРСИ РФ) рег. №95354-25.
Информация из Госреестра
(ФГИС "АРШИН") #
| Основные атрибуты | |
|---|---|
| Номер в госреестре | 95354-25 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения |
| Номер записи | 197137 |
| Дата опубликования | 29 апреля 2025 г. |
| Страна и предприятие-изготовитель | |
|---|---|
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "ИМС-Индастриз" (ООО "ИМС-Индастриз"), Московская область, г. Видное |
| Общее | |
|---|---|
| Процедура | Стандартная |
| Сведения о типе СИ | Заводской номер |
| Заводской номер | 553 |
| Межповерочный интервал | |
|---|---|
| МПИ | 1 год |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Дополнительно | |
|---|---|
| Статус | Действует |
Описание типа СИ №95354-25
Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счётчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и её компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), предназначенный для изменения массового расхода нефти.
2) Блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.
3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Состав СИКНС представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКНС
|
Наименование и тип средства измерений |
Место установки |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 400 |
БИЛ |
45115-10 |
|
Счетчики-расходомеры массовые МИР |
БИЛ |
68584-17 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 мод. 3051TG |
БИЛ, БИК |
14061-10 |
|
Датчики давления Метран-150TG* |
БИЛ, БИК |
32854-09* 32854-13* |
|
Датчики температуры 644 |
БИЛ, БИК |
39539-08 |
|
Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835 |
БИК |
15644-06 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100 |
БИК |
24604-12 |
|
Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.1* Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.2* Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.3* |
БИК |
28239-04 63973-16 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) |
СОИ |
43239-09 |
|
Примечание — Средства измерений помеченные * находятся в резерве. При необходимости средства измерений эксплуатирующиеся в составе СИКНС могут быть заменены на находящиеся в резерве. | ||
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. Кроме того, в состав блока измерений параметров нефти входит расходомер.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
- отбор объединённой пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
- поверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
- определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
- косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
СИКНС может вести измерение массы одновременно с применением четырёх измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер 553, на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКНС или МИ 3002-2006. Заводской номер СИКНС указан ударным способом в виде цифрового обозначения на информационной табличке на входе в блок измерительных линий и на входе в блок качества нефти. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС представлено встроенным прикладным ПО комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) и АРМ оператора «RATE. APM оператора УУН».
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
ИВК ОКТОПУС-Л |
АРМ оператора |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
«RATE-АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 |
|
Номер версии ПО |
6.05 |
2.3.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
DFA87DAC |
B6D270DB |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода, т/ч |
от 136 до 1635 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, %, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: - при определении массовой доли воды в лаборатории: от 0 до 5 включ. св. 5 до 15 включ. св. 15 до 25 включ. |
±1,0 ±(0,15 ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375) |
|
- при использовании влагомера сырой нефти: св. 7 до 15 включ. св. 15 до 35 включ. св. 35 до 40 включ. |
±(0,15 Ф + 0,25) ±(0,075 Ф + 1,375) ±(0,15 Ф - 1,25) |
|
Примечания 1 Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч. 2 ф - значение объёмной доли воды в измеряемой среде, %. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных линий |
4 (3 рабочих, 1 контрольно - резервная) |
|
Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление в измерительной линии, МПа - плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре +20 °С, кг/м3 - плотность пластовой воды при температуре +20 °С, кг/м3 - объёмная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3 - объёмная доля растворённого газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3, не более - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более - содержание свободного газа |
от +6 до +40 от 0,5 до 2,5 от 860,5 до 870,1 от 1001 до 1011 40 от 0,8 до 1,0 20 0,05 900 не допускается |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха, °С - для первичных преобразователей - СОИ (ИВК и АРМ оператора) |
от +5 до +35 от +18 до +25 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз. |
|
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения |
1 экз. | |
|
Инструкция по эксплуатации |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ВЯ-1845/2024 Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ДНС с УПСВ к.354 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1845/01.00248-2014/2024 от 10 октября 2024.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1);
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».