Система измерений количества нефти сырой (СИКНС) мобильной установки предварительного сброса воды «МУПСВ-Соровская» (далее — СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти.
Система измерений количества нефти сырой (СИКНС) мобильной установки предварительного сброса воды «МУПСВ-Соровская» (далее — СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти.
Принцип действия СИКНС основан на непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы сбора и обработки информации (далее — СОИ) входных электрических сигналов, поступающих по линиям связи от счетчиков-расходомеров массовых (далее — СРМ), преобразователей давления, преобразователей температуры, влагомеров сырой нефти.
СИКНС реализует метод динамических измерений массы сырой нефти с помощью СРМ. Выходные электрические сигналы СРМ поступают на соответствующие входы СОИ, которая преобразует их и вычисляет массу сырой нефти, массу нетто нефти по реализованным алгоритмам в соответствии с ГОСТ Р 8.910-2016. Массу нетто нефти определяют, как разность массы сырой нефти и массы балласта.
Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (далее — БИЛ), блока измерений показателей качества (далее — БИК) и СОИ.
В состав БИЛ входят входной/выходной коллекторы (DN 300), рабочая измерительная линия (DN 200), контрольно-резервная измерительная линия (DN 200), байпасная линия (DN 200), узел подключения передвижной поверочной установки, фильтры и пробозаборные устройства.
Узел подключения передвижной поверочной установки предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик СРМ по передвижной поверочной установке.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров сырой нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров сырой нефти, тбор представительной пробы сырой нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012, ГОСТ Р 8.880-2015.
СОИ обеспечивает сбор и обработку измерительной информации, вычисления, индикацию, регистрацию и хранение результатов измерений и вычислений. В состав СОИ входят: основной и дублирующий комплексы измерительно-вычислительные (далее — ИВК), преобразователи измерительные, барьеры искрозащиты, автоматизированное рабочее место (далее — АРМ) оператора и программный продукт (модуль), предназначенный для осуществления расчета массы нетто нефти.
Перечень средств измерений, входящих в состав СИКНС, приведен в таблице 1.
Таблица 1 — Перечень средств измерений, входящих в состав СИКНС
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений | Место установки | Количеств о |
| Счетчики-расходомеры массовые
Штрай-Масс (в составе с первичным преобразователем расхода ШМ-2501 и электронным блоком преобразователя) |
70629-18 | БИЛ | 2 |
| Преобразователи давления
измерительные АИР-20/М2 (модификация АИР-20Ех/М2-Н-ДИ, код модели 170) |
63044-16 | БИЛ, БИК | 5 |
| Преобразователи температуры
программируемые ТСПУ 031 (исполнение ТСПУ 031 С) |
46611-16 | БИЛ, БИК | 4 |
| Счетчики-расходомеры массовые
Штрай-Масс (в составе с первичным преобразователем расхода ШМ-1401 и электронным блоком преобразователя) |
70629-18 | БИК | 1 |
| Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 (модификация МВН-1.3) | 63973-16 | БИК | 1 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (модификация ВСН-2-50-100) | 24604-12 | БИК | 1 |
| Комплексы измерительно
вычислительные «ЗОДИАК» |
82808-21 | СОИ | 2 |
| Преобразователи измерительные BIS (модификация BIS-GL-CM111D) | 88895-23 | СОИ | 9 |
| Барьеры искрозащиты BIS
(модификация BIS-EXA-CM3D11PB) |
89415-23 | СОИ | 4 |
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих основных функций:
— автоматическое измерение массы сырой нефти;
— автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
— автоматическое измерение давления и температуры сырой нефти;
— автоматическое измерение объемной доли воды в сырой нефти;
— автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
— проведение поверки и контроля метрологических характеристик СРМ с помощью передвижной поверочной установки;
— проведение контроля метрологических характеристик рабочего СРМ по контрольно-резервному СРМ;
— отображение, регистрация, архивирование и хранение результатов измерений, формирование отчётов об измеренных и вычисленных параметрах, формирование протоколов контроля метрологических характеристик;
— защита информации от несанкционированного доступа.
К настоящему типу средства измерений относится СИКНС с заводским № 623.
Заводской номер СИКНС в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, нанесен типографским способом на титульный лист паспорта и методом лазерной гравировки на фирменные маркировочные таблички, закрепленные на раме СИКНС и на корпусе блок-бокса БИК (слева от входной двери).
Конструкция СИКНС и условия эксплуатации СИКНС не предусматривают нанесение знака поверки. Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Программное обеспечение (далее — ПО) СИКНС реализовано на базе встроенного ПО ИВК и программного продукта (модуля), реализованного в информационной системе диспетчерской службы. ПО СИКНС обеспечивает вычисления массы сырой нефти, массы нетто нефти и реализацию функций СИКНС.
Защита ПО ИВК от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу осуществляется программно (с помощью специальных кодов защиты) и аппаратно (посредством механической перемычки внутри ИВК). Аппаратная защита от вскрытия ИВК обеспечивается опломбированием ИВК.
Для ПО СИКНС реализовано разграничение доступа к данным, изменяемым пользователем, путем введения пароля для каждого уровня. Целостность ПО ИВК проверяется расчетом цифрового идентификатора (контрольной суммы).
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | zodiac_2010.efk | модуль «ЦДС-днс/ппн» информационной системы «ОДС» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2 | Ю.Х.Х.Х |
| Цифровой идентификатор ПО | C20F75FC | — |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC32 | — |
| *«Х» может принимать значения от 0 до 9 и не относится к метрологически значимой части программного модуля. | ||
Таблица 3 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти через отдельную измерительную линию, т/ч | от 37 до 1491 |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти через СИКНС, т/ч | от 37 до 2982 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода (массы) сырой нефти, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером нефти микроволновым МВН-1.3, % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):
— от 0,01 % до 5 % включ. — св. 5 % до 10 % включ. |
±1,0 ±(0,15ср + 0,25) |
| Наименование характеристики | Значение |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти влагомером сырой нефти ВСН-2-50-100, % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):
— св. 5 % 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 94 % включ. |
±(0,15ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375) ±(0,15 ср — 1,25) ±(0,3 ф-9,5) ±10,0 ±40,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):
— от 0 % до 5 % включ. — св. 5 % до 15 % включ. — св. 15 % до 25 % включ. |
±1,0 ±(0,15ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории по Инструкции МЦКЛ.0229М-2014 (регистрационный номер ФР 1.31.2014.17065), % (при содержании объемной доли воды в сырой нефти в диапазоне):
— св. 10 % 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 94 % включ. |
±(0,15 ф + 0,25) ±(0,075 ф + 1,375) ±(0,15 ф — 1,25) ±(0,3 ф- 9,5) ±10,0 ±40,0 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности при преобразовании входного аналогового сигнала силы постоянного тока от 4 до 20 мА в значение физической величины с применением ИВК, % диапазона преобразования | ±0,1 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при преобразовании входного импульсного сигнала в значение массы сырой нефти с применением ИВК, % | ±0,01 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти с применением программного модуля «ЦДС-ДНС/ППН», % | ±0,01 |
| Примечания
1 Принято обозначение: ср — объемная доля воды в сырой нефти, %. 2 Абсолютное значение отклонения температуры сырой нефти от температуры среды при калибровке нулевой точки СРМ не должно превышать 5 °C. Превышающее данное значение отклонение температуры должно быть скомпенсировано установкой нуля в соответствии с эксплуатационными документами СРМ. 3 Изменение давления сырой нефти от давления среды при поверке СРМ компенсируется внесением соответствующей поправки согласно эксплуатационным документам СРМ. Поправка производится автоматически по результатам записи в память СРМ коэффициента коррекции расхода, давления среды при поверке СРМ и выбора способа учета давления измеряемой среды. Учет давления измеряемой среды реализован путем ввода в память СРМ условно-постоянного (фиксированного) значения давления измеряемой среды. Абсолютное значение отклонения давления сырой нефти от условнопостоянного (фиксированного) значения давления измеряемой среды, введенной в память СРМ, не должна превышать 0,3 МПа. |
|
Таблица 4 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | сырая нефть |
| Температура сырой нефти, °C | от +5 до +65 |
| Избыточное давление сырой нефти, МПа | от 3 до 4 |
| Плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3 | от 809,2 до 927,0 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3 | от 840 до 865 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти при рабочих условиях, кг/м3 | от 809,2 до 877,9 |
| Вязкость кинематическая сырой нефти при рабочих условиях, мм2/с | от 5,00 до 17,51 |
| Плотность пластовой воды при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3, не более | 1010 |
| Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более | 95 |
| Массовая доля механических примесей в сырой нефти, %, не более | 0,01 |
| Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более | 900 |
| Содержание свободного газа в сырой нефти, % | не допускается |
| Содержание (объемная доля) растворенного газа в сырой нефти, м3/м3 | от 0,3 до 4,0 |
| Плотность растворенного газа при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении 0 МПа, кг/м3 | от 0,7 до 1,2 |
| Параметры электрического питания:
— напряжение переменного тока, В — напряжение постоянного тока, В — частота переменного тока, Гц |
от 198 до 240 от 21,6 до 26,4 50+1 |
| Условия эксплуатации:
а) температура окружающей среды, °C: — в местах установки средств измерений, расположенных на площадке БИЛ — в местах установки средств измерений, расположенных в блок-боксе БИК — в местах установки средств измерений, входящих в состав СОИ б) относительная влажность воздуха при температуре плюс 35 °C и более низких температурах (без конденсации влаги), %: — в местах установки средств измерений, расположенных на площадке БИЛ — в местах установки средств измерений, расположенных в блок-боксе БИК, и средств измерений, входящих в состав СОИ в) атмосферное давление, кПа |
от -54 до +36
от +5 до +28 от +15 до +30 не более 95 от 30 до 80 от 84 до 106 |
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Таблица 5 — Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества нефти сырой (СИКНС) мобильной установки предварительного сброса воды «МУПСВ-Соровская» | — | 1 |
| Паспорт | МУПСВ-623/ПС | 1 |
| Руководство по эксплуатации | — | 1 |
приведены в документе «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества нефти сырой (СИКНС), аттестованная ООО «ПРОММАШ ТЕСТ Метрология» (номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.314404), свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 021/RA.RU.314404/2025, регистрационный номер ФР.1.29.2025.52354.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 сентября 2022 года №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»
