Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на объекте УПСВ-2 ПНС № 4 с УПСВ Малобалыкского месторождения ЦППН-9 (далее — СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на объекте УПСВ-2 ПНС № 4 с УПСВ Малобалыкского месторождения ЦППН-9 (далее — СИКНС) предназначена для измерений массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси, с помощью счетчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счетчиков-расходомеров поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси и массу нетто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
1) блок измерительных линий (БИЛ);
2) блок измерений показателей качества нефти (БИК), предназначенный для измерения параметров нефти в нефтегазоводяной смеси;
3) система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Состав СИКНС с измерительными компонентами представлен в таблице 1.
Таблица 1 — Состав СИКНС
| Наименование и тип средства измерений | Место установки | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF400 | БИЛ | 13425-06 |
| Преобразователи давления измерительные 40 мод. 4382 | БИЛ, БИК | 20729-03
19422-03 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820/10 | БИЛ, БИК | 32460-06 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-274 | БИЛ, БИК | 21968-06 |
| Датчик давления ЭнИ-10-Ех-ДИ | БИЛ, БИК | 54414-13 |
| Датчик давления Метран-55-Вн ДИ | БИЛ, БИК | 18375-08 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100 | БИК | 24604-12 |
| Счетчики нефти турбинные МИГ мод. МИГ-32Ш | БИК | 26776-08 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | БИК | 15644-06 |
| Контроллеры измерительные FIoBoss S600 | СОИ | 38623-08 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
— прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
— отбор объединенной пробы в соответствии с ГОСТ 2517;
— поверку преобразователя расхода на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
— контроль метрологических характеристик средств измерений без нарушения режима непрерывности процесса измерения с возможностью автоматического формирования и печати протоколов контроля метрологических характеристик;
— определение массы нефтегазоводяной смеси по СИКНС в целом;
— косвенные измерения массы нетто нефти по СИКНС в целом.
Место расположения СИКНС, заводской номер 01: УПСВ-2 ПНС № 4 с УПСВ Малобалыкского месторождения ЦППН-9. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКНС осуществляется согласно требований их описаний типа или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке установленной на стене блок-бокса СИКНС методом ударной маркировки. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 — Общий вид СИКНС
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК) и в автоматизированном рабочем месте (АРМ) оператора. Идентификационные признаки ПО АРМ оператора СИКНС не выведены для индикации и недоступны пользователям системы.
Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 — Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | DNS 4MBU2 2 |
| Номер версии ПО | 05.33 |
| Цифровой идентификатор ПО | d63f |
Таблица 3 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон массового расхода, т/ч | от 50 до 545 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси | ± 0,25 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, %, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: От 0 до 5 включ.
Св. 5 до 15 включ. Св. 15 до 25 включ. |
±1,0 ± (0,15 ф* + 0,25) ± (0,075 ф* + 1,375) |
| — при использовании влагомера сырой нефти: св. 7 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 85 включ |
± (0,15 ф* + 0,25) ± (0,075 ф* + 1,375) ± (0,15 ф* — 1,25) ± (0,3 ф* — 9,5) ± 10
± 20 |
| * — где ф — значение объемной доли воды в измеряемой среде, %. | |
Таблица 4 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Характеристики измеряемой среды:
— температура, °С — давление в измерительной линии, МПа — плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре плюс 20 °С, кг/м3 — плотность пластовой воды при температуре плюс 20 °С, кг/м3 — объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более — плотность газа в стандартных условиях, кг/м3 — объемная доля растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3, не более — массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более — массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более |
от +20 до +60 от 0,3 до 4,0
от 830 до 905 от 1001 до 1005 85 от 0,7 до 1,4 20 0,1 900 |
| Режим работы | непрерывный |
| Условия эксплуатации:
Температура окружающего воздуха, °С — для первичных преобразователей — СОИ (ИВК и АРМ оператора) |
от +5 до +35 от + 18 до + 25 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 5 — Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на объекте УПСВ-2 ПНС № 4 с УПСВ Малобалыкского месторождения Ц1П1Н-9 | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
приведены в документе ВЯ-1782/2023 «Инструкция. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ПНС № 4 с УПСВ Малобалыкского месторождения УПСВ-2 ООО «РН-Юганскнефтегаз», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.47845.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 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».
