Номер по Госреестру СИ: 92551-24
92551-24 Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-2 Петелинского месторождения
(Обозначение отсутствует)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-2 Пете-линского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированных измерений массового расхода, массы и показателей качества сырой нефти.

Внешний вид.
Система измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-2 Петелинского месторождения
Рисунок № 1
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния ПО.
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ИВК (основной и резервный) |
АРМ оператора | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Formula.o |
ГКС Расход НТ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.15 |
4.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
5ED0C426 |
70796488 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений«Инструкция. ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества сырой нефти на ДНС-2 Петелинского месторождения ООО «РН-Югпнскнефтегаз» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/109-23 от 10.01.2023).
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измеренийПриказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 г. № 2356 «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».
Правообладатель«РН-Юганскнефтегаз»
Общество с ограниченной ответственностью (ООО «РН-Юганскнефтегаз») ИНН 8604035473
Югра,
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ г. Нефтеюганск, ул. Ленина, д. 26 Тел. (3463) 335-184
Факс: (3463)217-017
E-mail: ooorn-ung@ung.rosneft.ru
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие «ГКС» (ООО НПП «ГКС»)ИНН 1655107067
Адрес: 420107, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Тази Гиззата, д. 3
Тел. (843) 221-70-00
Факс (843) 221-70-01
Е-mail: mail@nppgks.com
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии имени Д.И.Менделеева» (ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»)Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр-кт, д. 19
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а» Телефон: +7(843) 272-70-62
Факс: +7(843)272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Правообладатель
«РН-Юганскнефтегаз»Общество с ограниченной ответственностью (ООО «РН-Юганскнефтегаз») ИНН 8604035473
Югра,
Юридический адрес: 628301, Ханты-Мансийский автономный округ г. Нефтеюганск, ул. Ленина, д. 26 Тел. (3463) 335-184
Факс: (3463)217-017
E-mail: ooorn-ung@ung.rosneft.ru
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью счетчиков-расходомеров массовых.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
СИКНС состоит из следующих функциональных частей:
-
- блок фильтров;
-
- блок измерительных линий;
-
- блок измерений показателей качества нефти;
-
- пробозаборное устройство;
-
- узел подключения передвижной поверочной установки;
-
- технологические и дренажные трубопроводы;
-
- система сбора, обработки информации и управления.
В состав СИКНС входят следующие средства измерений (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений):
-
- расходомеры массовые Promass модели 83F (№ 15201-11);
-
- датчики давления типа КМ35 моделей КМ35-И, КМ35-Д (№ 56680-14);
-
- датчики температуры TMT142R (№ 63821-16);
-
- влагомеры поточные модели F (№ 56767-14);
-
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400 (№ 57762-14);
-
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (№ 43239-15) (далее - ИВК);
-
- термометры и манометры для местной индикации и контроля температуры и давления.
Вспомогательные устройства и технические средства:
-
- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора;
-
- фильтры с быстросъемными крышками;
-
- пробоотборник автоматический;
-
- пробоотборник ручной;
-
- запорная и регулирующая арматура с устройствами контроля протечек.
Заводской номер СИКНС указан на фирменной табличке ударным методом и в эксплуатационной документации типографским способом. Формат нанесения заводского номера -числовой. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС и место крепления маркировочной таблички показаны на рисунке 1.
Маркировочная табличка
Рисунок 1 - Общий вид СИКНС и место крепления маркировочной таблички
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКНС
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч |
от 20 до 643 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений |
±0,25 |
|
массы сырой нефти, % | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | |
|
массы нетто нефти, % | |
|
- при определении массовой доли воды в сырой нефти в | |
|
испытательной лаборатории в зависимости от содержания | |
|
массовой доли воды в сырой нефти: | |
|
- от 0 до 10 % |
±3,60 |
|
- от 10 до 20 % |
±4,10 |
|
- от 20 до 70 % |
±10,75 |
|
- от 70 до 90 % |
±32,25 |
|
- при определении объемной доли воды в сырой нефти с | |
|
помощью влагомера в зависимости от содержания массовой доли | |
|
воды в сырой нефти: | |
|
- от 0 до 10 % |
±0,40 |
|
- от 10 до 20 % |
±0,45 |
|
- от 20 до 70 % |
±3,95 |
|
- от 70 до 90 % |
±16,90 |
Таблица 3 - Основные технические
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +25 до +60 |
|
Диапазон давления измеряемой среды, МПа |
от 0,2 до 4,0 |
|
Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3 |
от 835,0 до 989,4 |
|
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20 °С, кг/м3 |
от 870 до 890 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Плотность пластовой воды при 20 °С, кг/м3, не более |
1009 |
|
Массовая доля воды в нефти, %, не более |
90 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,1 |
|
Массовая доля хлористых солей в нефти, мг/дм3, не более |
900 |
|
Объемное содержание растворенного газа, м3/м3 |
от 0,1 до 20 |
|
Содержание свободного газа |
не допускается |
|
Режим работы СИКНС |
непрерывный |
|
Параметры электрического питания:
|
380 (трехфазное), 220 (однофазное) 50 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
35 |
|
Условия эксплуатации:
|
от -50 до +50 95 от 80 до 106 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |

