Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги Нет данных, ГРСИ 74317-19
Номер госреестра:
74317-19
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 345
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 73153
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторож-
дения Монги
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения
Монги (далее по тексту– система) предназначена для измерений количества и параметров неф-ти
сырой в автоматическом режиме, выходящей с установки подготовки нефти (УПН) место-
рождения Монги и направляемый в промысловый нефтепровод на установку комплексной под-
готовки нефти (УКПН) Даги для дальнейшей подготовки.
Описание средства измерений
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 в измеритель-
но-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений мас-
совой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли
воды, массовой доли растворенного газа. Масса нетто сырой нефти определяется как разность
массы сырой нефти и массы балласта.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого на-
значения, спроектированной для конкретного объекта. Монтаж и наладка системы осуществле-
ны непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной
документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного контрольно-резервного) измеритель-
ных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объ-
ёмной доли воды в сырой нефти, объемного расхода сырой нефти в блоке измерений парамет-
ров нефти сырой, в которые входят следующие средства измерений:
– расходомеры массовые Promass 83F (далее по тексту – СРМ), тип зарегистрирован в
Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тек-
сту – Госреестр) № 15201-11;
– влагомер нефти микроволновый МВН-1.3 (далее далее по тексту – ВП), Госреестр
№ 63973-16;
– влагомер сырой нефти ВСН-2-50-03 (далее далее по тексту– ВП), Госреестр № 24604-12;
– датчики давления Метран-150, Госреестр № 32854-13;
– датчики температуры Rosemount 3144Р, Госреестр № 63889-16;
– преобразователи измерительные Rosemount 3144Р, Госреестр № 56381-14;
– счетчик нефти турбинный МИГ, Госреестр № 26776-08.
В систему обработки информации системы входят:
– контроллеры измерительные FloBoss S600+, Госреестр № 64224-16;
– автоматизированное рабочее место (далее – АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– манометры МП показывающие и сигнализирующие, Госреестр № 59554-14;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, Госреестр № 303-91.
Лист № 2
Всего листов 4
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное
в контроллере измерительном FloBoss S600+, (далее по тексту – ИВК) и автоматизированном
рабочем месте (АРМ) оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ОZNA-Flow v.2.0
2.0
64С56178
АРМ оператора
именование ПО
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
ИдентификационныеЗначение
данные (признаки)Контроллеры измерительные FloBoss S600+
Идентификационное на-
LinuxBinary.app
06.25
тор ПО
Номер версии (иденти-
фикационный номер) ПО
Цифровой идентифика-
0x1990
Метрологические и технические характеристики
±0,25
±0,35;
±0,4;
±1,4;
±2,2;
±4,5;
±13,4;
±17,0
±0,31;
±0,34;
±0,40;
±0,48;
±0,56;
±0,6;
±1,2;
±4,6;
±10,6;
±25,8;
±34,0
Значение
от 45 до 75
Таблица 2 – Метрологические характеристики системы
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода измеряемой среды, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешностиизмерений
массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешностиизмерений
массы нетто сырой нефти, %
–при определении массовой доли воды по результатам измерений
объемной доли воды
с применением влагомера нефти микроволнового МВН-1.3:
- при содержании объемной доли воды от 0 до 5 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 5 до 10 % включ.
с применением влагомера сырой нефти ВСН-2-50-03:
- при содержании объемной доли воды св. 10 до 20 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 85 до 88,17 %
включ. (массовой доли воды до 90 % включ.)
- при определении массовой доли воды в испытательной лаборато-
рии по ГОСТ 2477 или по аттестованной методике определения
массовой доли воды в испытательной лаборатории:
- при содержании объемной доли воды от 0 до 1 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 1 до 2 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 2 до 3 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 3 до 4 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 4 до 5 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 5 до 10 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 10 до 20 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 20 до 50 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 50 до 70 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 70 до 85 % включ.
- при содержании объемной доли воды св. 85 до 88,17 %
включ. (массовой доли воды до 90 % включ.)
Лист № 3
Всего листов 4
Значение
800
0,2
0,4
нефть сырая
от 840 до 905
от 819,05 до 914,41
от 1000 до 1015
от 6,0 до 20,0
от 0,9 до 2,4
+5 до +50
90,0
0,03
1,0
от 0,75 до 0,80
отсутствует
непрерывный
380/220±22
50±1
10
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Диапазон плотности сырой нефти при 20 ºС, кг/м
3
Диапазон плотности сырой нефти при рабочих условиях, кг/м
3
Диапазон плотности пластовой воды при 20 ºС, кг/м
3
Диапазон вязкости при 20
°
С, сСт
Диапазон давления, МПа
Диапазон температуры сырой нефти, ºС
Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм
3
,
не более
Суммарные потери давления в системе при максимальном рас-
ходе и максимальной вязкости, МПа, не более
– в режиме измерений
– в режиме поверки и контроля метрологических характеристик
(КМХ)
Содержания растворенного газа, м
3
/м
3
, не более
Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м
3
Содержания свободного газа, %
Trial работы системы
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, кВт, не более
Условия эксплуатации:
– температура воздуха, °С
– относительная влажность, %
– атмосферное давление, кПа
Срок службы, лет, не менее
от –43 до +40
от 30 до 100
от 96 до 104
10
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы ти-
пографским способом.
Комплектность средства измерений
заводской № 345
1
Обозначение
Количество
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой на выходе месторождения Монги
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
ОИ 345.00.00.00.000 РЭ
МП 0838-9-2018
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 0838-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИР» 12.11.2018 г.
Лист № 4
Всего листов 4
Основные средства поверки:
– эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходоме-
ру и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,1% в соответствии с
приказом 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»;
– 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.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений
количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги» (свидетельство об ат-
тестации методики измерений № 01.00257-2013/15809-17 от 07.11.2017).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги
Приказ Росстандарта от 07.02.2018 № 256 «Об утверждении Государственной повероч-
ной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вме-
стимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «НПП ОЗНА-Инжиниринг»
(ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)
ИНН 0278096217
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 205а
Телефон: (347) 292-79-10
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон (факс): (843) 272-70-62 ((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
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 56343-14 | Комплекс измерительно-управляющий технологическими процессами и пожаротушением установки комплексной подготовки газа сеноманской залежи Берегового месторождения лицензионного участка ЗАО "Геотрансгаз" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 4 года | Перейти |
| 69997-17 | Система информационно-измерительная "Автоматизированная система оперативного учета нефти АО "Транснефть – Центральная Сибирь" | Нет данных | АО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 4 года | Перейти |
| 20006-00 | Система газоаналитическая | СГ-1 | ОАО "Белгородэнерго", г.Белгород | 1 год | Перейти |
| 36597-07 | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная ООО "МАГ-Энерго" | Нет данных | ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 45577-10 | Влагомеры нефти погружные | LI | Фирма "Phase Dynamics Inc.", США | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений