Приложение к свидетельству № 59142
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожников-
ского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»
Назначение средства измерений
Система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского
месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (далее – система) предна-
значена для автоматизированного измерения массы и показателей качества нефти при проведе-
нии учетных операций между ОАО «Сургутнефтегаз» и АО «Транснефть-Сибирь».
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на использовании косвенного метода динамических
измерений массы брутто нефти, основанного на измерениях объема нефти с применением пре-
образователей расхода, плотности нефти с применением преобразователя плотности или в ла-
боратории, температуры и давления нефти с применением датчиков температуры и преобразо-
вателей избыточного давления. Массу брутто нефти вычисляет комплекс измерительно-
вычислительный, как произведение объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным
условиям. Массу нетто нефти вычисляет АРМ оператора, как разность массы брутто нефти и
массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и
массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в
лаборатории или определенной по результатам измерений объёмной доли воды с помощью вла-
гомера нефти поточного.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных ли-
ний, блока измерений показателей качества нефти (далее – БИК), системы обработки информа-
ции и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте
эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее
компоненты.
Система состоит из пяти (трех рабочих, одного резервного и одного резервно-
замещающего) измерительных каналов объема брутто нефти, а также измерительных каналов
плотности, температуры, давления, разности давления, объёмной доли воды в нефти, объемного
расхода в БИК, в которые входят следующие средства измерений:
– преобразователи расхода жидкости турбинные MVTM (далее – ТПР), тип зарегистри-
рован в Государственном реестре средств измерений (далее – Госреестр) под № 16128-01 и
№ 16128-10;
– преобразователи давления измерительные 3051, Госреестр № 14061-04 и № 14061-10;
– преобразователи измерительные 3144Р, Госреестр №14683-04, и датчики температуры
3144Р, Госреестр № 39539-08;
– преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее – ПП), Гос-
реестр № 15644-01;
– влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее – ВП), Госреестр № 14557-10;
– анализатор рентгенофлуоресцетный и рентгеноабсорбционный многоканальный энер-
годисперсионный типа «SPECTRO» серии 600 модели 682(Т), Госреестр № 19769-00;
– установка трубопоршневая поверочная двунаправленная (далее – ТПУ), Госреестр
№ 12888-99;
– мерник эталонный «SERAPHIN», Госреестр № 22514-02;
– расходомер-счетчик жидкости ультразвуковой модификации ХМТ868i, Госреестр
№ 51863-12.
В систему обработки информации системы входят:
– комплексы измерительно-вычислительные Fmc
2
, Госреестр № 58788-14;
Лист № 2
Всего листов 4
– автоматизированные рабочие trial оператора системы с программным обеспечением
«Rate-оператора УУН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № 20902-11,
выданное ФГУП «ВНИИР» 27.12.2011 г.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, Госреестр № 26803-11;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
– измерение массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений в рабо-
чем диапазоне расхода, объема, температуры, давления, плотности нефти;
– вычисление массы нетто нефти, как разности массы брутто нефти и массы балласта с
использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой до-
ли хлористых солей и массовой доли воды в испытательной лаборатории или по результатам
измерений объемной доли воды в БИК с применением ВП;
– измерение давления и температуры нефти автоматическое и с помощью показываю-
щих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
– проведение контроля метрологических характеристик (КМХ) ТПР с применением
ТПУ;
– проведение поверки ТПР с применением ТПУ;
– автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефте-
продукты. Методы отбора проб»;
– контроль параметров измеряемого потока, их индикация и сигнализация нарушений
установленных границ;
– защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный Fmc
2
(далее - ИВК Fmc
2
), автоматизированные рабочие места оператора системы ПО «Rate-
оператора УУН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на мет-
рологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры,
функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и
передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и
идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы
взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с из-
мерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные
данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Значение
Идентификационные данные (признаки)
ИВК Fmc
2
ПО «Rate АРМ оператора
УУН»
но-вычислительный
ПО)
Идентификационное наименование ПО
Комплекс измеритель-
«RATE АРМ оператора
Fmc
2
УУН» РУУН 2.3-11 АВ
Номер версии (идентификационный номер
04.57:57b.07.482.3.1.1
Цифровой идентификатор ПО-В6D270DB
Другиеидентификационныеданные
(если имеются)
-CRC32
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе оператор-
ской станции управления структуры идентификационных данных.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и ус-
тановленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного
только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя за-
Лист № 3
Всего листов 4
крыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечи-
вается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализо-
ванных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал со-
бытий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены
от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и
преднамеренных изменений соответствует среднему уровню защиты в соответствии с
Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка за-
щиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики системы приведены в
таблице 2.
Таблица 2 – Основные метрологические и технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая среда
нефть по ГОСТ Р 51858-2002
«Нефть. Общие технические ус-
ловия» (с изм. №1 от 2006)
от 120 до 3300
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Плотность измеряемой среды в рабочем диапазоне темпе-
ратуры, кг/м
3
от 800 до 900
Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в
рабочем диапазоне температуры, мм
2
/с
от 4,2 до 40
от 0,35 до 2,5
от 5 до 45
1,0
900
0,05
± 0,25
Рабочее давление нефти, МПа
Температура измеряемой среды, °С
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не бо-
лее
Массовая доля механических примесей, %, не более
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении массы брутто нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении массы нетто нефти, %
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Количество измерительных линий, шт
Напряжение переменного тока, В
± 0,35
не допускается
непрерывный
5 (3 рабочих, 1 резервная, 1 ре-
зервно-замещающая)
380 (трехфазное, 50 Гц)
220 (однофазное, 50 Гц)
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типо-
графским способом.
Комплектность средства измерений
– система измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского
месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», 1 шт., заводской № 01;
– инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества
нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефте-
газ»;
Лист № 4
Всего листов 4
– документ «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 550
Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Методика
поверки». МП 0237-14-2015.
Поверка
осуществляется по документу МП 0237-14-2015 «ГСИ. Система измерений количества и
показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстринскнефть»
ОАО«Сургутнефтегаз».Методикаповерки».,утвержденнойФГУП«ВНИИР»
30 марта 2015 г.
Основное средство поверки: ТПУ, с верхним пределом диапазона измерений расхода
измеряемой среды 1100 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений
системой измерений количества и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского
месторождения НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (свидетельство об аттестации
методики (метода) измерений № 01.00257-2013/278014-14 от 26 декабря 2014 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и показателей качества нефти № 550 Рогожниковского месторождения НГДУ «Быстрин-
скнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»
1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости».
2 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения»
3 ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к мето-
дикам выполнения измерений».
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
Юридический адрес: 105187, г. Москва, ул. Щербаковская, д. 53, корп. 15
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д. 47А
Тел.: (495) 221-10-50, факс: (495) 221-10-51
ИНН 7736545870
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А
Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель Р уководителя
Федерального агентстваС.С. Голубев
по техническому регулированию
и метрологии
М.п.«____» ___________ 2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.