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 ДНС-К Кудринского месторождения Нет данных, ГРСИ 75317-19
Номер госреестра:
75317-19
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 213
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74188
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского
месторождения
Назначение средства измерений
Система измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского место-
рождения (далее по тексту– система) предназначена для измерений в автоматизированном ре-
жиме массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией мас-
сы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрации массы нефти сырой с
нарастающим итогом).
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 расчетным пу-
тем с использованием результатов измерений массовой 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, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного произ-
водства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в
соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Система состоит из блока фильтров, блока измерительных линий, блока измерений параметров
нефти сырой, узла подключения передвижной поверочной установки, системы дренажа и сис-
тема сбора и обработки информации.
Система состоит из трех (двух рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных
каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной
доли воды в сырой нефти, объемного расхода в блоке измерений параметров 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 – рег.) № 15201-11;
– влагомеры сырой нефти ВСН-2-50-100-01 (далее по тексту – ВП), рег. № 24604-12;
– преобразователи давления измерительные Cerabar M PMP51, рег. № 41560-09;
– термопреобразователи сопротивления платиновые TR 88, рег. № 49519-12;
– преобразователи измерительные серии iTEMP TMT82, рег. № 57947-14;
– преобразователи давления измерительные Deltabar M PMD55, рег. № 41560-09;
– расходомер ультразвуковой UFM 3030, рег. № 48218-11.
В систему сбора и обработки информации системы входят:
–комплексыизмерительно-вычислительные«ОКТОПУС-Л»(«OCTOPUS-L»),
рег. № 43239-09;
– автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора.
В состав системы входят показывающие средства измерений:
– термометры биметаллические показывающие, рег. № 46078-11, 46078-16;
– термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91;
– манометры показывающие для точных измерений МПТИ, рег. № 26803-11.
Лист № 2
Всего листов 5
Программное обеспечение
Система имеет метрологически значимое программное обеспечение (ПО), реализованное
в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») и автома-
тизированном рабочем месте оператора, сведения о которых приведены в таблице 1.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационное наиме-
нование ПО
ОZNA-Flow V 2.0
Formula.o
Номер версии (идентифика-
ционный номер ПО)
2.0
6.05
64C56178
DFA87DAC
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Значение
ПО комплекса измери-
Идентификационные данныетельно-вычислительного
(признаки)ПО АРМ оператора«ОКТОПУС-Л»
(«OCTOPUS-L») (рабочий
и резервный)
Цифровой идентификатор
ПО
Метрологические и технические характеристики
Наименование характеристики
±0,25
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Значение
характеристики
от 50 до 400
Диапазон измерений расхода, м
3
/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
нетто сырой нефти, %
- при определении массовой доли воды по результатам измере-
ний объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти в соот-
ветствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекае-
мых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и техниче-
ские требования (с Изменениями №1, 2)», %:
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 90 до 95 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 95 до 98 % вкл.
±1,30
±2,1
±4,3
±12,6
±18,9
±37,8
±95,0
Лист № 3
Всего листов 5
Наименование характеристики
±0,6
±0,8
±1,3
±2,6
±3,8
±6,7
Продолжение таблицы 2
Значение
характеристики
- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по
МЦКЛ.0229М-2014 «Инструкция. ГСИ. Объемная и массовая доля воды
в сырой нефти. Методика измерений комбинированным методом» (сви-
детельство об аттестации № 01.00140/391-14 от 17.02.2014), %, в соот-
ветствии с ГОСТ Р 8.615-2005:
- при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл.
- при содержании объемной доли воды от 90 до 94,3 % вкл. (до 95 % вкл.
массовой доли воды)
Наименование характеристики
878,6
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Значение
характеристики
нефть сырая
от + 20 до + 80
от 1,2 до 2,0
3,2
66,7 (500)
19,5
Измеряемая среда
Диапазон температуры измеряемой среды,
°
С
Давление измеряемой среды, МПа
- рабочее
- максимальное
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт, не более
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20
0
С и
абсолютном давлении 101,325 кПа, кг/м
3
Плотность пластовой воды при 20
0
С, кг/м
3
, не более
1011
от 10 до 98
0,009
6
не допускается
0,1
139,4
непрерывный
10
Диапазон объемной доли воды, %
Массовая доля механических примесей, %, не более
Массовая доля парафина, %, не более
Содержание свободного газа, %
Содержание растворенного газа, м
3
/м
3
, не более
Концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Режим работы системы
Потребляемая мощность, кВт, не более
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока, В
380±38 (трехфазное);
220±22 (однофазное)
50±1
– частота переменного тока, Гц
Условия эксплуатации
– температура окружающего воздуха, ºС
– относительная влажность, %
– атмосферное давление, кПа
Средний срок службы, год, не менее
от -55 до +34
до 100
100±5
10
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы ти-
пографским способом.
Лист № 4
Всего листов 5
Комплектность средства измерений
1 шт.
Руководство по эксплуатации
1 экз.
Количество
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой ДНС-К Кудринского месторождения
Методика поверки
Обозначение
заводской
№ 213
ОИ 213.00.00.00.000
РЭ
МП 0911-9-2019
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0911-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения. Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 25.01.2019 г.
Основные средства поверки:
– эталоны 1-го и 2-го разрядов в соответствии с приказом № 256 от 07.02.2018 (часть 1 и
2) с диапазоном измерений расхода, обеспечивающим возможность поверки системы во всем
диапазоне измерений.
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 ДНС-К Кудринского месторождения (свидетельство
об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/10309-18 от 20.08.2018 г.).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения
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 «Научно-производственное предприятие
ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)
ИНН 0278096217
Адрес: 450071, г. Уфа, ул. Менделеева, 205а
Телефон: (347) 292-79-10
E-mail:
Лист № 5
Всего листов 5
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
Е-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 |
| 62093-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Карелино" Свердловской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Свердловской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 73942-19 | Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) №1 ООО "РИД Ойл-Пермь" | Нет данных | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара | 1 год | Перейти |
| 50534-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Кежемская" Восточно-Сибирской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Иркутской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 42116-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Мокша" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Мокша" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38444-08 | Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" | Нет данных | ООО "НПФ "Телемеханик", г.Екатеринбург | 4 года | 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