Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ЦППН № 1 УПСВ «Семеновская» 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 «Семеновская» 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 кориолисовых «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 «Семеновская» АО «Самаранефтегаз» с заводским номером 3.
Конструктивно СИКНС состоит из:
— блока фильтров;
— блока измерительных линий (далее — БИЛ): одна рабочая и одна резервноконтрольная 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 кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260»
(регистрационный номер 77657-20);
— 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 106Exi (регистрационный номер 71718-18);
— Термопреобразователи сопротивления взрывобезопасные с унифицированным выходным сигналом ТСМУ 9418 (регистрационный номер 17627-98);
— Влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-80-100 (регистрационный номер 24604-12);
— Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L)
(регистрационный номер 76279-19).
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 3 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 | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.000 |
| Цифровой идентификатор ПО | Е4430874 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 |
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 35 до 430 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений | ±0,25 |
| массы нефтегазоводяной смеси, % | |
| 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,^ов-1,25) |
| — св. 55 % до 65 % включ. | ±(03Ww- 9,5) |
| — св. 65 % до 70 % включ. | ±10,0 |
| — св. 70 % до 85 % включ. | ±16,32 |
| — св. 85 % до 95 % включ. | ±48,96 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней в испытательной лаборатории, в диапазоне объемной доли воды, %: | |
| — св. 10 % до 15 % включ. | ±8,55 |
| — св. 15 % до 35 % включ. | ±21,80 |
| — св. 35 % до 55 % включ. | ±49,63 |
| — св. 55 % до 65 % включ. | ±60,40 |
| — св. 65 % до 70 % включ. | ±75,93 |
| — св. 70 % до 85 % включ. | ±184,7 |
| — св. 85 % до 95 % включ. | ±619,9 |
| 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 +50 |
| 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 5 до 95 |
| Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, % | от 0,01 до 0,09 |
| Массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, 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+33
-5 7 220+33 -33 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 «Семеновская»
АО «Самаранефтегаз», зав. № 3 |
_ | 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 «Семеновская»
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».
