Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Описание
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 показателей качества нефти.
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.
4) Блок фильтров (далее - БФ).
Состав СИКНС 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. CMF 400 | БИЛ | 45115-10 |
| Преобразователи измерительные 644 | БИЛ, БИК | 14683-09 |
| Т ермопреобразователи сопротивления платиновые 65 | БИЛ, БИК | 22257-11 |
| Датчики давления Метран-150 мод. Метран-150TG3 | БИЛ, БИК | 32854-09 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100-01 | БИК | 24604-12 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ мод. ВСН-АТ.050.040.БМ-100 | БИК | 42678-09 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | БИК | 52638-13 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | СОИ | 57563-14 |
| Примечание — В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений параметров нефти входит расходомер. |
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
- прямые динамические измерения массы нефтегазоводяной смеси по каждой измерительной линии;
- отбор объединённой пробы в соответствии с ГОСТ 2517-2012;
- поверку счётчиков-расходомеров массовых на месте эксплуатации без нарушения процесса измерений;
- контроль метрологических характеристик счётчиков-расходомеров массовых 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.
СИКНС может вести измерение массы одновременно с применением трёх измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер БН 03 2014, на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения осуществляется согласно требований их описаний типа и/или МИ 3002-2006 и/или инструкции по эксплуатации СИКНС. Заводской номер СИКН указан ударным способом в виде цифрового обозначения на информационной табличке на входе в блок измерительных линий. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
Программное обеспечение
Система имеет программное обеспечение (ПО), реализованное в измерительновычислительном 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 | MBK |
| Номер версии ПО | 06.25 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1990 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 65 до 1090 |
| 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, %: - при определении массовой доли воды в лаборатории: от 0 до 5 включ. св. 5 до 15 включ. св. 15 до 20 включ. - при использовании влагомера сырой нефти ВСН-2-50-100-01: св. 6 до 15 включ. св. 15 до 35 включ. св. 30 до 55 включ. св. 55 до 65 включ. св. 65 до 70 включ. св. 70 до 85 включ. - при использовании влагомера сырой нефти ВСН-АТ.050.040.БМ-100: св. 6 до 15 включ. св. 15 до 35 включ. св. 30 до 55 включ. св. 55 до 65 включ. св. 65 до 70 включ. св. 70 до 90 включ. | ±1,0 ±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375) ±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375) ±(0,15 ф* - 1,25) ±(0,3 ф* - 9,5) ±10 ±20 ±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375) ±(0,15 ф* - 1,25) ±(0,3 ф* - 9,5) ±10 ±20 |
| Примечания 1 Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч. 2 ф - значение объёмной доли воды в измеряемой среде, %. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных линий | 3 (2 рабочие 1 контрольно-резервная) |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление в измерительной линии, МПа - плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре +20 °С, кг/м3 - плотность пластовой воды при температуре +20 °С, кг/м3 - объёмная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3 - объёмная доля растворённого газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3 | от +20 до +50 от 0,3 до 4,0 от 830 до 905 от 1001 до 1020 90 от 0,7 до 1,4 от 0,1 до 20 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более | 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 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на ПНС ДНС №5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения | _ | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ВЯ-1783/2023 «Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) на ПНС ДНС № 5 с УПСВ Мало-Балыкского месторождения», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2024.47854.
Нормативные документы
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».
