Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС «Соровский». Вторая технологическая линия (далее — СИКН) предназначена для автоматизированных измерений количества и показателей качества нефти при выполнении приема-сдаточных операций между ООО «Соровскнефть» (принимающая сторона) и ООО «РН-Юганскнефтегаз» (сдающая сторона).
Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС «Соровский». Вторая технологическая линия (далее — СИКН) предназначена для автоматизированных измерений количества и показателей качества нефти при выполнении приема-сдаточных операций между ООО «Соровскнефть» (принимающая сторона) и ООО «РН-Юганскнефтегаз» (сдающая сторона).
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений массы нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее — СРМ). Сигналы с первичных измерительных преобразователей массы, плотности, объемной доли воды в нефти, температуры и давления поступают в систему сбора и обработки информации (далее — СОИ), которая принимает, обрабатывает информацию, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений количества и показателей качества нефти.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКН и эксплуатационными документами ее компонентов.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (далее — БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее — БИК), блока стационарной установки поверочной трубопоршневой (далее — ТПУ), СОИ.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (далее — ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК предназначен для постоянного измерения показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется через пробозаборное устройство щелевого типа по ГОСТ 2517-2012.
СОИ, предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений, состоит из комплексов измерительно-вычислительных ИМЦ-07 (далее — ИВК) и автоматизированных рабочих мест оператора на базе программного обеспечения «Форвард «Pro» (далее — АРМ оператора), предназначенных для визуального отображения результатов измерений и управления технологическими режимами работы СИКН.
В состав СИКН входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее — регистрационный №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 — Состав СИКН
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-16 |
| Датчики температуры AUTROL модели ATT2100 | 70157-18 |
| Датчики температуры Rosemount 644 | 63889-16 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ex | 21968-11, 38548-13 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100 | 37667-13 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Преобразователи плотности и расхода CDM | 63515-16 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 | 53852-13 |
В состав СИКН входят стационарная ТПУ и показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
— автоматизированные измерения массы и массового расхода нефти прямым методом динамических измерений за установленные интервалы времени в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления, плотности, вязкости, массовой доли воды в нефти;
— автоматизированные измерения температуры, давления, плотности, контроль объемного расхода нефти через БИК, заполнения бачков автоматических пробоотборников и объемной доли воды в нефти;
— измерения давления и температуры нефти с помощью показывающих средств измерений давления и температуры нефти соответственно;
— поверка и контроль метрологических характеристик (далее — КМХ) СРМ с применением стационарной ТПУ или передвижной поверочной установки;
— КМХ СРМ, установленного на рабочей ИЛ, по СРМ, установленного на контрольнорезервной ИЛ, применяемом в качестве контрольного;
— автоматический и ручной отбор проб нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2517-2012;
— автоматический контроль технологических параметров нефти в СИКН, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
— защита алгоритма и программы СИКН от несанкционированного доступа установкой паролей разного уровня доступа;
— регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчетов.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа или МИ 3002-2006 (в случае отсутствия требований в описании типа СИ).
Заводской номер 755 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКН.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
СИКН реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) СИКН приведены в таблицах 2 и 3. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 — Идентификационные данные ПО ИВК
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | EMC07.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | РХ.7000.01.09 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 1B8C4675 |
Т а б л и ц а 3 — Идентификационные данные ПО АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||
| Идентификационное наименование ПО | ArmMX.dll | ArmTPU.dll | ArmA.dll | ArmF.dll |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 4.0.0.2 | |||
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | E0881512 | 55DCB371 | 1D7C7BA0 | 96ED4C9B |
Т а б л и ц а 4 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 52,8 до 333,12 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | ±0,35 |
Т а б л и ц а 5 — Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть соответствующая ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» |
| Характеристики измеряемой среды:
— давление, МПа — температура, оС — плотность при температуре + 20 оС, кг/м3 — вязкость кинематическая в рабочем диапазоне температур, мм2/с, не более — массовая доля воды, %, не более — массовая доля механических примесей, %, не более — массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более — давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более — содержание свободного газа |
от 3,0 до 6,3 от +20 до +50 от 820 до 880
13,28 0,5 0,05 100 66,7 (500) не допускается |
Продолжение таблицы 5
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания:
— напряжение переменного тока, В — частота переменного тока, Гц |
380±38, трехфазное 220±22, однофазное 50 |
| Режим работы СИКН | непрерывный |
| Климатические условия эксплуатации СИКН:
— температура окружающего воздуха в месте установки измерительных компонентов (БФ, БИЛ, БИК, ТПУ), °С — температура окружающего воздуха в месте установки измерительных компонентов (средство обработки информации (операторная)), °С |
от 0 до + 50
от +15 до +35 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
а б л и ц а 6 — Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти ЦПС «Соровский». Вторая технологическая линия | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
представлены в документе ВЯ-1922/2025 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти ЦПС «Соровский». Вторая технологическая линия», ФР.1.29.2025.51216.
ГОСТ 8.587-2019 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений»;
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, пункт 6.1.1);
Приказ Росстандарта от 26.09.2022 № 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».
