Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 УПСВ «Екатериновская» 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 УПСВ «Екатериновская» 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 комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (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 УПСВ «Екатериновская» АО «Самаранефтегаз» с заводским номером 663.
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).
Автоматизированное рабочее место оператора (далее — АРМ оператора) входит в состав 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);
— Термопреобразователи сопротивления ТПС, мод. ТПС 106 (регистрационный номер 71718-18);
— Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 9418 (регистрационный номер 17627-98);
— Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-100-01 (регистрационный номер 24604-12);
— Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
(регистрационный номер 29179-05).
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 663 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 поэлементно в ИВК и в АРМ оператора.
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
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | — |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.14 |
| Цифровой идентификатор ПО | — |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | — |
Таблица 2 — Идентификационные данные ПО СИКНС, реализованного на АРМ
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Rate АРМ оператора УУН» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.4.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | F0737B4F |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
Таблица 3 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 15 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 0 % до 5 % включ. | ±1,41 |
| — св. 5 % до 10 % включ. | ±1,48 |
| — св. 10 % до 20 % включ. | ±1,65 |
| — св. 20 % до 50 % включ. | ±2,55 |
| — св. 50 % до 70 % включ. | ±5,22 |
| — св. 70 % до 85 % включ. | ±15,57 |
| — св. 85 % до 95 % включ. | ±46,67 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории по ФР.1.29.2016.25448 и ФР .1.31.2014.17851, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
| — от 0,03 % до 5 % включ. | ±1,26 |
| — св. 5 % до 10 % включ. | ±1,32 |
| — св. 10 % до 20 % включ. | ±4,3 |
| — св. 20 % до 40 % включ. | ±5,71 |
| — св. 40 % до 50 % включ. | ±38,8 |
| — св. 50 % до 70 % включ. | ±72,5 |
| — св. 70 % до 85 % включ. | ±176,18 |
| — св. 85 % до 95 % включ. | ±590,99 |
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 0,5 до 6,0 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенной к стандартным условиям, кг/м3 | от 850,2 до 970,7 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с | от 20 до 300 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | от 1000 до 1195 |
| Объемная доля воды в нефтегазовой смеси, %, не более | 95 |
| Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, % | от 0,01 до 0,2 |
| Массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 | от 300 до 60000 |
| Объемная доля растворенного газа, м3/м3 | от 1,0 до 15,0 |
| Плотность растворенного газа в нефтегазоводяной смеси при стандартных условиях, кг/м3 | от 0,001 до 2,0 |
| Свободный газ | не допускается |
| Параметры электропитания:
— напряжение, В: — силовое оборудование — технические средства СОИ — частота, Гц |
380+5373
-5 7 220+322 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 УПСВ
«Екатериновская» АО «Самаранефтегаз», зав. № 663 |
_ | 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 УПСВ «Екатериновская»
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» (перечень, 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».
