Система измерений количества и показателей качества нефти № 804 Южно-Тарасовского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее — СИКН) предназначена для проведения учетных операций между ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и Ноябрьским УМН АО «Транснефть-Сибирь» ПАО «Транснефть».
Система измерений количества и показателей качества нефти № 804
Южно-Тарасовского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (далее — СИКН) предназначена для проведения учетных операций между ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» и Ноябрьским УМН АО «Транснефть-Сибирь» ПАО «Транснефть».
Принцип действия СИКН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (далее — МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+ (далее -ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, 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 на СИКН и эксплуатационными документами на ее компоненты.
Конструктивно СИКН состоит из блока фильтра, блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (далее — БИК), блока стационарной поверочной установки (ПУ) и системы сбора и обработки информации (далее — СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из двух рабочих измерительных линий (ИЛ) и одной контрольнорезервной ИЛ.
БИК выполняет функции определения текущих показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющие сбор измерительной информации; автоматизированные рабочие места оператора (далее — АРМ оператора), формирующие отчетные данные и оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКН входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее — рег. №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 — Состав СИКН
| Наименование СИ | Рег. № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion | 45115-10, 45115-16 |
| Расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 | 57762-14 |
| Датчики давления 1151 мод. DP | 13849-04 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-99, 14061-04, 14061-10 |
| Преобразователи давления измерительные 3051S | 24116-02, 24116-08, 24116-13 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | 15644-01 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65 | 22257-01 |
| Преобразователи измерительные к датчикам температуры 244Е | 14684-00 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 64224-16 |
В состав СИКН входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКН.
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
— автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
— автоматическое измерение массы брутто нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
— автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), плотности (кг/м3), и объемной доли воды (%) в нефти;
— поверка и контроль метрологических характеристик (далее — КМХ) МПР по ПУ;
— КМХ рабочих МПР по контрольно-резервному МПР;
— автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;
— регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
— защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКН, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с их описаниями типа или в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии в описаниях типа СИ информации о пломбировке).
Заводской номер 001-2002 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен на шильд-табличку у входа в блок-бокс СИКН.
Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
обеспечивает реализацию функций СИКН. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКН реализована в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные ПО СИКН приведены в таблице 2. Уровень защиты ПО СИКН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 — Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| АРМ оператора | ИВК | |
| Идентификационное наименование ПО | metrology.dll | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41.0.0 | 06.25/25 |
| Цифровой идентификатор ПО | 16ВВ1771 | 1990 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | CRC16 |
Т а б л и ц а 3 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода через СИКН, т/ч | от 25 до 160 |
| 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 4 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Количество ИЛ, шт. | 3 |
| Характеристики измеряемой среды:
— температура, °С — плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3 — давление, МПа — массовая доля воды, % — 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 +5 до +40 от 780 до 900 от 0,3 до 2,5 от 0,01 до 0,5
0,05 100 66,7 (500) не допускается |
| Параметры электрического питания: — напряжение переменного тока, В — частота переменного тока, Гц | 400±40, 230±23 50±0,4 |
| Режим работы СИКН | периодический |
Т а б л и ц а 5 — Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 20000 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом.
Т а б л и ц а 6 — Комплектность СИ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 804 Южно-Тарасовского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
представлены в документе МН 916-2022 «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 804», ФР.1.29.2023.45068.
Постановление Правительства Российской Федерации от 16.11.2020 № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, подпункт 6.1.1)
Приказ Росстандарта № 2356 от 26.09.2022 «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»
