Приложение к свидетельству № 45102
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Сугмутского
месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС-2 Сугмут-
ского месторождения (далее - система) предназначена для измерений массы нефти подготов-
ленной на установке предварительного сброса воды (УПСВ) при ее перекачке на центральный
пунктсдачинефтивФилиале«Муравленковскнефть»ОАО«Газпромнефть-
Ноябрьскнефтегаз» ДНС-2 Сугмутского месторождения.
Описание средства измерений
Измерение массы нефти проводится прямым методом динамических измерений по
ГОСТ Р 8.595.
Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измере-
ния параметров качества нефти (БИК), блока фильтров (БФ) и блока обработки информации
(БОИ).
На входном коллекторе системы установлено устройство пробозаборное ПЗУ щеле-
вого типа по ГОСТ 2517.
Блок измерительных линий состоит из двух рабочих и одной резервно-контрольной
измерительных линий. В каждой измерительной линии установлены:
- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS RCCS39/IR с преобразо-
вателем RCCF31 (Госреестр № 27054-09);
- манометр точных измерений МТИ (Госреестр № 1844-63);
- входная и выходная задвижки.
На входном коллекторе БИЛ установлен манометр точных измерений МТИ (Госре-
естр № 1844-63).
На выходном коллекторе БИЛ установлены:
- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Гос-
реестр № 32460-06).
В блоке измерения параметров качества нефти установлены:
- влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (Госреестр № 14557-10);
- автоматический пробоотборник «Стандарт-А» с блоком программного управления
БПУ-А;
- ручной пробоотборник «Стандарт-Р»;
- счетчик турбинный Норд-40 (Госреестр № 5638-02);
- фильтр сетчатый типа ФС;
- два манометра показывающих МП4-У (Госреестр № 37047-08);
- термометр стеклянный ТЛ-4 №2;
- датчик давления Метран100-Ех (Госреестр № 22235-08);
- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 (Гос-
реестр № 32460-06).
В блоке фильтров установлены:
- фильтры жидкостные сетчатые СДЖ150-6,3-1-2-ОС;
- манометры показывающие МП4-У (Госреестр № 37047-08).
Блок обработки информации состоит из комплекса измерительно-вычислительного
«ОКТОПУС-Л» (Госреестр № 43239-09).
Принцип действия системы состоит в следующем. Нефть поступает в систему во
входной коллектор блока измерительных линий. Часть нефти через пробозаборное устройст-
Лист № 2
всего листов 4
во, установленное на входном коллекторе блока измерительных линий, поступает в блок из-
мерения параметров качества нефти, где проводится отбор пробы нефти с помощью автома-
тического пробоотборника и измерение содержания воды в нефти влагомером. В блоке изме-
рительных линий нефть из входного коллектора проходит через рабочие измерительные ли-
нии, где проводится измерение массы нефти массовыми расходомерами, и поступает в вы-
ходной коллектор и далее на выход из системы. Результаты измерений массы, температуры,
давления, влагосодержания нефти в виде электрических сигналов поступают в блок обработки
информации. В блоке обработке информации проводится обработка результатов измерений.
Масса нетто нефти рассчитывается как разность массы брутто нефти и массы балласта (воды,
хлористых солей, механических примесей).
При контроле метрологических характеристик массовых расходомеров в рабочих из-
мерительных линиях, нефть дополнительно проходит через резервно-контрольную измери-
тельную линию. Переключение из рабочего режима в режим контроля метрологических ха-
рактеристик производится с помощью задвижек, установленных в измерительных линиях.
Система обеспечивает:
- измерение в автоматическом режиме массы нефти;
- измерение в автоматическом режиме параметров нефти: температуры, давления,
влагосодержания;
- контроль метрологических характеристик рабочего счетчика-расходомера массового
по контрольному счетчику-расходомеру массовому;
- отбор пробы нефти.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы состоит из ПО комплекса измерительно-
вычислительного «ОКТОПУС-Л».
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» предназначено для:
- обработки сигналов, поступающих от первичных преобразователей;
- преобразования результатов измерений входных сигналов в значения физических
величин;
- аппроксимация характеристик измерительных преобразователей;
- контроля значений величин, звуковой сигнализации и печати сообщений о выходе
измеренных и вычисленных значений за установленные пределы;
- вывода на печать оперативных, сменных, суточных отчетов, результатов измерений
при поверке (контроле метрологических характеристик);
- определения и контроль метрологических характеристик преобразователей расхода;
- вычисление средних значений температуры, давления и содержания воды;
- выдача информации в ПО верхнего уровня СИКН по протоколу Modbus ASCII через
RS-232 интерфейс.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» вычисляет:
- суммарный массовый расход по системе;
- массу брутто и массу нефти прошедшие через систему.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» является встроенным
программным обеспечением.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет защиты инфор-
мации системой паролей.
ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» имеет свидетельство
№ 26801-09 о метрологической аттестации программного обеспечения, выданное ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИР».
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответст-
вует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Лист № 3
всего листов 4
Идентификационные данные ПО системы
НаименованиеИдентификацион-Номер версии
программногоное наименование (идентифика-
обеспеченияпрограммного обес-ционный но-
печения мер) програм-
много обеспе-
чения
ПО комплексаПО комплекса из-3.04
измерительно- мерительно-
вычислительного вычислительного
«ОКТОПУС-Л» «ОКТОПУС-Л»
Цифровой иденти-
фикатор программ-
ного обеспечения
(контрольная сум-
ма исполняемого
кода
-
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного
обеспечения
-
нефть
от 30 до 250
от +25 до +65
от 815 до 870
от 3 до 10
от 0,8 до 1,1
от 0,1 до 10
от 10 до 60
от 0,002 до 0,005
отсутствует
±
0,35%
±
0,4%
380/220±10%
50±1
Метрологические и технические характеристики
Измеряемая среда
Рабочий диапазон расхода нефти, т/ч
Рабочий диапазон температуры нефти,
0
С
Рабочий диапазон плотности нефти, кг/м
3
Рабочий диапазон кинематической вязкости нефти, мм
2
/с (сСт)
Рабочий диапазон давления нефти, МПа
Объемная доля воды φ
B
, % объемные
Концентрация хлористых солей, мг/дм
3
Массовая доля механических примесей, % массовые
Свободный газ
Пределы допускаемой относительной погрешности при измере-
нии массы нефти при объемной доли воды в нефти φ
B
, %
0,1 ≤ φ
B
≤ 5
5
<
φ
B
≤ 10
Электропитание:
- напряжение питающей сети, В
- частота питающей сети, Гц
Температура окружающей среды,
0
С
- блок измерительных линий
- блок контроля качества
- блок обработки информации
- блок фильтров
от -45 до +40
от +10 до +30
от +15 до +25
от -45 до +40
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
Наименование
Система
Методика поверки
Паспорт
Комплект эксплуатационных документов на составные части
Кол. (шт.)
1
1
1
1
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 48765-11 «Система измерений количества и
параметров нефти сырой ДНС-2 Сугмутского месторождения. Методика поверки», утвер-
жденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 25.11.2010 г.
Лист № 4
всего листов 4
Основные средства поверки:
- установка поверочная передвижная на базе массомеров УППМ, 2 разряд по ГОСТ
8.510;
- установка для поверки влагомеров нефти УПВ ТУ 4318-021-25567981-2002;
- эталонный платиновый термометр сопротивления 2-го разряда;
- манометр грузопоршневой МП-60 II-разряда по ГОСТ 8291-83;
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета неф-
ти и нефтепродуктов УПВА.
Сведения и методиках (методах) измерений: Методика измерений «Масса нефти. Методика
измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Сугмутского
месторождения».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количе-
ства и параметров нефти сырой ДНС-2 Сугмутского месторождения:
1. ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к ме-
тодикам выполнения измерений
2. ГОСТ 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
3. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
4. ГОСТ Р 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
5. Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Сугмутского ме-
сторождения. Методика поверки
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений:
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Автоматизация-Метрология-Эксперт»
450059, Россия, РБ,
г.Уфа, Р. Зорге, 12/2.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений
ФГУП «ВНИИМС». Регистрационный номер 30004-08.
Россия, 119361, Москва,
ул. Озерная, 46.
тел. (495) 437-56-66,
факс. (495) 437-55-77.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому ре-
гулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п.« ___ » ________ 2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.