Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси № 180 ЦКППН НГДУ «Азнакаевскнефть» при УПВСН «Кама-Исмагилово» ЦКППН-2
НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного учета нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее - нефти) с помощью счетчиков-расходомеров массовых Micro-Motion (далее - СРМ). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей СРМ поступают на соответствующие входы комплекса измерительновычислительного ИМЦ-07 (далее - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти определяют, как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей, свободного и растворенного газа в нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее -СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
БИЛ состоит из входного и выходного коллекторов, одной рабочей измерительной линии (ИЛ) и одной контрольно-резервной ИЛ.
БИК выполняет функции измерения и оперативного контроля параметров нефти, а также отбора проб для лабораторного контроля параметров нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ Р 8.880-2015.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) СРМ по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющий сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированное рабочее место оператора FORWARD Pro (далее - АРМ оператора), оснащенное средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКНС 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 СИКНС
| Наименование СИ | Рег. № |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro-Motion | 13425-06, 45115-10 |
| Расходомеры массовые Promass 300 | 68358-17 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ-205 | 15200-06 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 | 38548-08 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270 | 21968-11 |
| Датчики давления Метран-22, Метран-22-Ex и Метран-22-ВН | 17896-05 |
| Датчики давления Метран-55 | 18375-08 |
| Датчики давления «Метран-100» | 22235-08 |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-07 | 53852-13 |
В состав СИКНС входят показывающие СИ объема, давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы СИКНС.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды, давления и температуры нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверка и КМХ СРМ по передвижной ПУ, КМХ рабочего СРМ по контрольнорезервному СРМ;
- отображение, регистрация и хранение результатов измерений, формирование отчётов, протоколов КМХ;
- защита информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ, либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Заводской № 38 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на табличку блок-бокса БИК СИКНС.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКНС реализована в ПО ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО СИКНС
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | ArmA.dll | ArmMX.dll | ArmF.dll | ЕМС07.Ме&о1оду. dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.0.0.2 | 4.0.0.4 | 4.0.0.2 | РХ.7000.01.09 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1D7C7BA0 | E0881512 | 96ED4C9B | 1B8C4675 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч | от 22 до 100 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в нефти с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2 в диапазоне массовой доли воды в нефти от 0 до 9 % включ., % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в нефти в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014 в диапазонах массовой доли воды в нефти, %: - от 0 до 5 % включ. - св. 5 до 9 % включ. | ±0,55 ±0,85 |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Характеристики измеряемой среды: - плотность, кг/м3 - давление, МПа - температура, °С - массовая доля воды, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - содержание свободного газа, %, не более - содержание растворенного газа, м3/м3, не более | от 895 до 915 от 0,4 до 1,2 от +1 до +20 9 0,055 1300 1,0 0,75 |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 220±22, 380±38 50±1 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - на площадке БИЛ - в блок-боксе БИК и СОИ - относительная влажность, %, не более - атмосферное давление, кПа | от -30 до +30 от +5 до +40 90 от 84,0 до 106,7 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Режим работы СИКНС | периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси № 180 ЦКППН НГДУ «Азнакаевскнефть» при УПВСН «Кама-Исмагилово» ЦКППН-2 НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть» | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 1107-2024 «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси № 180 ЦКППН НГДУ «Азнакаевскнефть» при УПВСН «Кама Исмагилово» ЦКППН-2 НГДУ «Лениногорскнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-007/01-2024.
Нормативные документы
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».
