Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 ДНС «Южно-Орловская» АО «Самаранефтегаз» (далее — СИКНС) предназначена для измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси и определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 ДНС «Южно-Орловская» АО «Самаранефтегаз» (далее — СИКНС) предназначена для измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси и определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы обработки информации (далее — СОИ) в составе комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) и контроллера измерительно-вычислительного SUMMIT 8800 (далее — ИВК) входных сигналов, поступающих по измерительным каналам от средств измерений массового расхода, давления, температуры и объемной доли воды.
Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси в трубопроводе с помощью счетчиков-расходомеров массовых «ЭМИС-МАСС 260» (далее — СРМ).
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов.
К настоящему типу средства измерений (далее — СИ) относится Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 ДНС «Южно-Орловская» АО «Самаранефтегаз» с заводским номером 477830.
Конструктивно СИКНС состоит из:
— блока фильтров;
— блока измерительных линий (далее — БИЛ): одна рабочая и одна резервно-контрольная измерительные линии;
— блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее — БИК);
— узла подключения турбопоршневой поверочной установки;
— технологических и дренажных трубопроводов;
— системы обработки информации (далее — СОИ).
В состав СИКНС входят следующие СИ:
— Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный номер 42953-15);
— Датчики давления ЭМИС-БАР, мод. ЭМИС-БАР 103 (регистрационный номер 72888-18);
— Датчики давления Метран-55, мод. Метран-55-ДИ (регистрационный номер 18375-08);
— Датчики давления серии АМ-2000, мод. АМ-2000-TG (регистрационный номер 35035-14);
— Термопреобразователи сопротивления ТПС, мод. ТПС 106Exi (регистрационный номер 71718-18);
— Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98);
— Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом УТП, мод. УТС 106 (регистрационный номер 47757-11);
— Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-80-100-01 (регистрационный номер 24604-12);
— Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
(регистрационный номер 76279-19);
— Контроллер измерительно-вычислительный SUMMIT 8800 (регистрационный номер 65347-16).
В состав СИКНС входят показывающие СИ давления и температуры утвержденных типов.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
— автоматическое измерение массы нефтегазоводяной смеси, давления и температуры нефтегазоводяной смеси, объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси;
— автоматическое вычисление массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси;
— контроль метрологических характеристик СРМ;
— поверка СРМ с помощью турбопоршневой поверочной установки;
— автоматический и ручной отбор проб нефтегазоводяной смеси;
— регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов;
— индикация, регистрация, хранение и передача в системы верхнего уровня текущих, средних и интегральных значений измеряемых и вычисляемых параметров;
— контроль, индикация и сигнализация предельных значений измеряемых параметров;
— защита системной информации от несанкционированного доступа.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.
Возможность нанесения знака поверки непосредственно на СИКНС отсутствует.
Заводской номер 477830 в виде цифрового обозначения нанесен в виде наклейки на шкаф измерительно-вычислительного комплекса СИКНС, а также типографским способом на титульный лист паспорта.
Программное обеспечение (далее — ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС и реализовано в ИВК.
Защита ПО СИКНС от непреднамеренных и преднамеренных изменений, несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений ПО и измеренных (вычисленных) данных обеспечивается системой идентификации пользователя, введением паролей и разграничением уровня доступа, а также механическим опломбированием ИВК. Доступ к метрологически значимой части ПО ИВК для пользователя закрыт.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню — «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного в ИВК ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.000 |
| Цифровой идентификатор ПО | E4430874 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 2 — Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного в ИВК SUMMIT 8800
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Summit8800_Main_V0_40_3_0e.s19 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 0.40.3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0x168A3DAE |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 3 — Метрологические характеристики_____
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 20 до 200 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
| — от 5 % до 15 % включ. | ±(0,^овп+ 0,25) |
| — св. 15 % до 35 % включ. | ±(0,075Wов + 1,375) |
| — св. 35 % до 55 % включ. | ±(0,15№ов-1,25) |
| — св. 55 % до 65 % включ. | <3W«- 9,5) |
| — св. 65 % до 70 % включ. | ±5,42 |
| — св. 70 % до 85 % включ. | ±16,26 |
| — св. 85 % до 95 % включ. | ±48,76 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по ФР 1.31.2014.17851, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
| — св. 10 % до 15 % включ. | ±7,12 |
| — св. 15 % до 35 % включ. | ±21,76 |
| — св. 35 % до 55 % включ. | ±49,49 |
| — св. 55 % до 65 % включ. | ±60,21 |
| — св. 65 % до 70 % включ. | ±75,68 |
| — св. 70 % до 85 % включ. | ±184,01 |
| — св. 85 % до 95 % включ. | ±617,42 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по
ГОСТ 2477-2014, в диапазоне объемной доли воды, %: — от 0,03 % до 5 % включ. |
±0,64 |
| — св. 5 % до 15 % включ. | ±0,47 |
| — св. 15 % до 35 % включ. | ±0,65 |
| — св. 35 % до 50 % включ. | ±1,14 |
| 1) Wов — объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, % |
Таблица 4 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Температура нефтегазоводяной смеси, °С | от 0 до +40 |
| Избыточное давление нефтегазоводяной смеси, МПа | от 0,1 до 6,0 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к стандартным условиям, кг/м3 | от 820 до 950 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с | от 0 до 100 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1100 до 1200 |
| Объемная доля воды в нефтегазовой смеси, % | от 0,03 до 95 |
| Массовая доля механических примесей в нефтегазоводяной смеси, % | от 0,01 до 0,5 |
| Массовая концентрация хлористых солей в нефтегазоводяной смеси, мг/дм3 | от 100 до 10000 |
| Объемная доля растворенного газа, м3/м3 | от 0 до 10 |
| Плотность растворенного газа в нефтегазоводяной смеси при стандартных условиях, кг/м3 | от 0,8 до 2,0 |
| Свободный газ | не допускается |
| Параметры электропитания:
— напряжение, В: — силовое оборудование — технические средства СОИ — частота, Гц |
380+5373 220+332 50±1 |
| Условия эксплуатации:
— температура окружающей среды в месте установки ИЛ, °С; — температура окружающей среды в месте установки БИК, СОИ, °С; — относительная влажность в помещении, % — атмосферное давление, кПа |
от -40 до +40 от +15 до +35 от 30 до 80 от 84,0 до 106,7 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
Таблица 5 — Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
наносится в левый верхний угол титульного листа паспорта и руководства по эксплуатации типографским способом.
Таблица 6 — Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 ДНС «ЮжноОрловская» АО «Самаранефтегаз», зав. № 477830 | _ | 1 шт. |
| Паспорт | _ | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | _ | 1 экз. |
| Методика поверки | _ | 1 экз. |
приведены в Приложении А эксплуатационного документа «Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 ДНС «Южно-Орловская»
АО «Самаранефтегаз». Руководство по эксплуатации».
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.2.1)
Приказ Росстандарта 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»
