Приложение к свидетельству № 73248
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на
ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисырой(СИКНС)на
ДНС-ЮВМамонтовского месторождения (далее– СИКНС) предназначена для
автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой на площадке
структурного подразделения ООО«РН-Юганскнефтегаз»ДНС-ЮВ Мамонтовского
месторождения.
Описание средства измерений
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с
помощью расходомеров массовых (далее – ПР).
Конструктивно СИКНС состоит из входного и выходного коллекторов, блока фильтров,
блока измерительных линий (далее – БИЛ), узла подключения передвижной поверочной
установки (далее – ПУ), блока измерений параметров сырой нефти (далее – БИК) и системы
сбора и обработки информации (далее – СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура
СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки сырой нефти.
На входном коллекторе СИКНС установлены следующие средства измерений (далее –
СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений) и технические средства:
- манометр для местной индикации давления.
В блоке фильтров установлены следующие СИ и технические средства:
- два преобразователя давления измерительных Deltabar М PMD (регистрационный
№ 41560-09);
- два фильтра;
- манометры для местной индикации давления.
БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее – ИЛ) и одной контрольно-
резервной ИЛ.
На каждой ИЛ установлены следующие СИ и технические средства:
- расходомер массовый Promass (регистрационный № 15201-11);
- термопреобразовательсопротивления платиновый серии TR (регистрационный
№ 49519-12)вкомплекте с преобразователемизмерительнымсерииiTEMPTMT
(регистрационный № 57947-14);
- преобразовательдавленияизмерительныйCerabarМPMP(регистрационный
№ 41560-09);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля
метрологических характеристик (далее – КМХ) ПР по передвижной ПУ, на входе и выходе
которого установлены манометры для местной индикации давления.
БИК выполняет функции оперативного контроля параметров сырой нефти и
автоматического отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти. Отбор
представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через
пробозаборное устройство.
В БИК установлены следующие СИ и технические средства:
- два влагомера нефти поточных УДВН-1пм1 (регистрационный № 14557-15);
- расходомер-счетчикультразвуковойOPTISONIC3400(регистрационный
№ 57762-14);
Лист № 2
Всего листов 5
- термопреобразовательсопротивления платиновый серии TR (регистрационный
№ 49519-12)вкомплекте с преобразователемизмерительнымсерииiTEMPTMT
(регистрационный № 57947-14);
- преобразовательдавленияизмерительныйCerabarМPMP(регистрационный
№ 41560-09);
- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры;
- два преобразователя давления измерительных Deltabar М PMD (регистрационный
№ 41560-09);
- два фильтра;
- два пробоотборника автоматических «Отбор-А-Р-слив»;
- пробоотборник ручной;
- место для подключения пикнометрической установки.
На выходном коллекторе СИКНС установлены следующие СИ и технические средства:
- преобразовательдавленияизмерительныйCerabarМPMP(регистрационный
№ 41560-09);
- термопреобразовательсопротивления платиновый серии TR (регистрационный
№ 49519-12)вкомплекте с преобразователемизмерительнымсерииiTEMPTMT
(регистрационный № 57947-14);
- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав
СОИ входят: два комплекса измерительно-вычислительных «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)
(регистрационный № 43239-15), осуществляющие сбор измерительной информации и
формирование отчетных данных, и автоматизированное рабочее место оператора на базе
персонального компьютера с программным обеспечением «ПЕТРОЛСОФТ (С)», оснащенное
монитором, клавиатурой, мышкой и печатающим устройством.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти (т/ч);
- автоматическое измерение массы сырой нефти (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды в
сырой нефти (%);
- поверку и КМХ ПР по передвижной ПУ;
- КМХ ПР, установленного на рабочей ИЛ, по ПР, установленному на контрольно-
резервной ИЛ;
- автоматический отбор объединенной пробы сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов,
протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может
влиять на показания СИ, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в
соответствии с МИ 3002-2006, нанесения знаков поверки на СИ в соответствии с их
методиками поверки.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня –
верхний и нижний.
К ПО нижнего уровня относится ПО комплекса измерительно-вычислительного
«ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее – комплекса), обеспечивающее общее управление
ресурсамивычислительногопроцессора,базамиданныхипамятью,интерфейсами
контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц,
передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня
относится операционная система комплекса.
Лист № 3
Всего листов 5
К ПО верхнего уровня относится программное обеспечение автоматизированного
рабочего места оператора – «ПЕТРОЛСОФТ (С)» (далее – АРМ оператора), выполняющее
функции передачи данных с нижнего уровня, получения архивных данных, вычисления массы
сырой нефти и массы нетто сырой нефти, отображения на станции оператора функциональных
схем и технологических параметров объекта, приема и обработки управляющих команд
оператора, формирования отчетных документов.
ПО СИКНС защищено от несанкционированной модификации, обновления (загрузки),
удаления и иных преднамеренных изменений измеренных (вычисленных) данных и
метрологически значимой части ПО с помощью системы паролей, ведения внутреннего
журнала фиксации событий. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в соответствии с
Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки)
6.10
24821СЕ6
MD5
CRC-32
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО СИКНС
Значение
АРМ оператора
SIKNS.dllTPULibrary.dll
ИВК
Formula.o
1.0.0.01.0.0.0
081ac2158c73492a1b1b93573f8c9188c
d0925db1035a0e71 f3aafaa779395b8
Идентификационное наименование ПО
Номерверсии(идентификационный
номер) ПО
ЦифровойидентификаторПО
(контрольная сумма исполняемого кода)
Алгоритм вычисленияцифрового
идентификатора ПО
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений расхода, т/ч (м
3
/ч)
Значение
от 30,8 до 81,8
(от 35,0 до 93,0)
±0,25
±0,35
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней
влагомером при содержании воды в сырой нефти от 0 до 5 %, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
неттосыройнефтиприопределениимассовойдоливодыв
испытательной лаборатории при содержании воды в сырой нефти от 0 до
5 %, %
±0,74
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Температура измеряемой среды, °С
Давление измеряемой среды, МПа
Плотность измеряемой среды, кг/м
3
Массовая доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Электропитание, В/Гц
Средний срок службы, лет, не менее
Средняя наработка на отказ, ч
Режим работы СИКНС
Значение
нефть сырая
от +40 до +70
от 0,5 до 4,0
от 800 до 900
5
100
0,05
380/50, 220/50
10
20 000
непрерывный
Лист № 4
Всего листов 5
Наименование характеристики
Содержание свободного газа
Габаритные размеры (ДхШхВ), мм
Значение
отсутствует
8960х5960х3265
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность средства измерений
Обозначение
-
Количество
1 шт.
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой(СИКНС)наДНС-ЮВМамонтовского
месторождения, зав. № 16014
Инструкция по эксплуатации СИКНС
Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и
параметровнефтисырой(СИКНС)наДНС-ЮВ
Мамонтовского месторождения. Методика поверки
-
НА.ГНМЦ.0305-
18 МП
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0305-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения.
Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 03.09.2018 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной
схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом
Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону
расходов СИКНС;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав системы.
Допускаетсяприменениесредствповерки,обеспечивающихопределение
метрологических характеристик поверяемой СИКНС с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы
измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения
ООО «РН-Юганскнефтегаз», ФР.1.29.2016.24874.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
Приказ Росстандарта 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»
Лист № 5
Всего листов 5
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«МетрологияиАвтоматизация»
(ООО «Метрология и Автоматизация»)
ИНН 6330013048
Адрес: 443013, Самарская обл., г. Самара, ул. Киевская, д. 5А
Телефон: +7 (846) 247-89-19
Факс: +7 (846) 247-89-19
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д. 2а
Телефон: +7 (843) 567-20-10; 8-800-700-78-68
Факс: +7 (843) 567-20-10
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.