Система измерений количества нефти сырой (СИКНС) мобильной установки предварительного сброса воды «МУПСВ-Соровская» , 98793-26

Наименование средства измерений

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Место установки

Количеств о

Счетчики-расходомеры      массовые

Штрай-Масс (в составе с первичным преобразователем расхода ШМ-2501 и электронным блоком преобразователя)

70629-18

БИЛ

2

Преобразователи            давления

измерительные           АИР-20/М2

(модификация АИР-20Ех/М2-Н-ДИ, код модели 170)

63044-16

БИЛ, БИК

5

Преобразователи         температуры

программируемые         ТСПУ 031

(исполнение ТСПУ 031 С)

46611-16

БИЛ, БИК

4

Счетчики-расходомеры      массовые

Штрай-Масс (в составе с первичным преобразователем расхода ШМ-1401 и электронным блоком преобразователя)

70629-18

БИК

1

Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 (модификация МВН-1.3)

63973-16

БИК

1

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (модификация ВСН-2-50-100)

24604-12

БИК

1

Комплексы            измерительно

вычислительные «ЗОДИАК»

82808-21

СОИ

2

Преобразователи измерительные BIS (модификация BIS-GL-CM111D)

88895-23

СОИ

9

Барьеры      искрозащиты      BIS

(модификация BIS-EXA-CM3D11PB)

89415-23

СОИ

4

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

zodiac_2010.efk

модуль «ЦДС-днс/ппн» информационной системы «ОДС»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2

Ю.Х.Х.Х

Цифровой идентификатор ПО

C20F75FC

—

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

—

*«Х» может принимать значения от 0 до 9 и не относится к метрологически значимой части программного модуля.

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти через отдельную измерительную линию, т/ч

от 37 до 1491

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти через СИКНС, т/ч

от 37 до 2982

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода (массы) сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти микроволновым МВН-1.3, % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):

- от 0,01 % до 5 % включ.

- св. 5 % до 10 % включ.

±1,0 ±(0,15ср + 0,25)

Наименование характеристики

Значение

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером сырой нефти ВСН-2-50-100, % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):

- св. 5 % до 15 % включ.

- св. 15 % до 35 % включ.

- св. 35 % до 55 % включ.

- св. 55 % до 65 % включ.

- св. 65 % до 70 % включ.

- св. 70 % до 94 % включ.

±(0,15ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375) ±(0,15 ср - 1,25) ±(0,3 ф-9,5) ±10,0 ±40,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):

- от 0 % до 5 % включ.

- св. 5 % до 15 % включ.

- св. 15 % до 25 % включ.

±1,0 ±(0,15ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории по Инструкции МЦКЛ.0229М-2014 (регистрационный номер ФР 1.31.2014.17065), % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):

- св. 10 % до 15 % включ.

- св. 15 % до 35 % включ.

- св. 35 % до 55 % включ.

- св. 55 % до 65 % включ.

- св. 65 % до 70 % включ.

- св. 70 % до 94 % включ.

±(0,15 ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375) ±(0,15 ф - 1,25) ±(0,3 ф- 9,5) ±10,0 ±40,0

Пределы допускаемой приведенной погрешности при преобразовании входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА в значение физической величины с применением ИВК, % диапазона преобразования

±0,1

Пределы допускаемой относительной погрешности при преобразовании входного импульсного сигнала в значение массы сырой нефти с применением ИВК, %

±0,01

Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти с применением программного модуля «ЦДС-ДНС/ППН», %

±0,01

Примечания

1 Принято обозначение: ср - объемная доля воды в сырой нефти, %.

2 Абсолютное значение отклонения температуры сырой нефти от температуры среды при калибровке нулевой точки СРМ не должно превышать 5 °C. Превышающее данное значение отклонение температуры должно быть скомпенсировано установкой нуля в соответствии с эксплуатационными документами СРМ.

3 Изменение давления сырой нефти от давления среды при поверке СРМ компенсируется внесением соответствующей поправки согласно эксплуатационным документам СРМ. Поправка производится автоматически по результатам записи в память СРМ коэффициента коррекции расхода, давления среды при поверке СРМ и выбора способа учета давления измеряемой среды. Учет давления измеряемой среды реализован путем ввода в память СРМ условно-постоянного (фиксированного) значения давления измеряемой среды. Абсолютное значение отклонения давления сырой нефти от условнопостоянного (фиксированного) значения давления измеряемой среды, введенной в память СРМ, не должна превышать 0,3 МПа.

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

сырая нефть

Температура сырой нефти, °C

от +5 до +65

Избыточное давление сырой нефти, МПа

от 3 до 4

Плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 809,2 до 927,0

Плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3

от 840 до 865

Плотность обезвоженной дегазированной нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 809,2 до 877,9

Вязкость кинематическая сырой нефти при рабочих условиях, мм2/с

от 5,00 до 17,51

Плотность пластовой воды при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3, не более

1010

Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более

95

Массовая доля механических примесей в сырой нефти, %, не более

0,01

Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более

900

Содержание свободного газа в сырой нефти, %

не допускается

Содержание (объемная доля) растворенного газа в сырой нефти, м3/м3

от 0,3 до 4,0

Плотность растворенного газа при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3

от 0,7 до 1,2

Параметры электрического питания:

- напряжение переменного тока, В

- напряжение постоянного тока, В

- частота переменного тока, Гц

от 198 до 240 от 21,6 до 26,4 50+1

Условия эксплуатации:

а) температура окружающей среды, °C:

- в местах установки средств измерений, расположенных на площадке БИЛ

- в местах установки средств измерений, расположенных в блок-боксе БИК

- в местах установки средств измерений, входящих в состав СОИ

б) относительная влажность воздуха при температуре плюс 35 °C и более низких температурах (без конденсации влаги), %:

- в местах установки средств измерений, расположенных на площадке БИЛ

- в местах установки средств измерений, расположенных в блок-боксе БИК, и средств измерений, входящих в состав СОИ

в) атмосферное давление, кПа

от -54 до +36

от +5 до +28

от +15 до +30

не более 95

от 30 до 80

от 84 до 106

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Система измерений количества нефти сырой (СИКНС) мобильной установки предварительного сброса воды «МУПСВ-Соровская»

-

1

Паспорт

МУПСВ-623/ПС

1

Руководство по эксплуатации

—

1