Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО «РН - Юганскнефтегаз» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси и вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - нефти) с помощью расходомеров массовых Promass (далее по тексту - МПР). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей МПР поступают на соответствующие входы контроллера измерительного FloBoss S600+ (далее по тексту - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси 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 и механических примесей в нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из блока фильтров, блока измерительных линий (БИЛ), узла подключения передвижной поверочной установки (ПУ), блока измерений параметров нефти сырой (далее по тексту - БИК) и системы сбора и обработки информации (далее по тексту - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура СИКНС не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефтегазоводяной смеси.
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 2517-2012.
Узел подключения передвижной ПУ предназначен для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МПР по передвижной ПУ.
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: два ИВК (рабочий и резервный), осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; два автоматизированных рабочих места оператора на базе ПО ПК «CROPOS» (основное и резервное) (далее по тексту - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав СИКНС входят следующие СИ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее по тексту - рег. №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав СИКНС
| Наименование СИ | Рег. № |
| Расходомеры массовые Promass | 15201-11 |
| Преобразователи давления измерительные SITRANS P серии 7MF | 66310-16 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR | 49519-12 |
| Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT | 57947-14 |
| Контроллеры измерительные FloBoss S600+ | 64224-16 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм | 14557-15 |
| Влагомеры поточные ВСН-АТ | 62863-15 |
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 давления и температуры нефти;
- автоматическое измерение объемной доли воды в нефти;
- автоматический и ручной отбор пробы нефти;
- поверка и КМХ МПР по передвижной ПУ, КМХ рабочего МПР по контрольнорезервному МПР;
- 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, входящие в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа или МИ 3002-2006 или инструкции по эксплуатации СИКНС.
Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Заводской № 7 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится ударным способом на шильд-табличку блок-бокса СИКНС.
Программное обеспечение
обеспечивает реализацию функций СИКНС. Метрологически значимая часть программного обеспечения (ПО) СИКНС реализована в ИВК и АРМ оператора. Идентификационные данные ПО ИВК и АРМ оператора приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО СИКНС «средний» 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 | metrology.dll | LinuxBinary.app |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.41.0.0 | 06.25/25 |
| Цифровой идентификатор ПО | 16BB1771 | 1990 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC16 |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода: | |
| - в режиме УПСВ, т/ч | от 85,99 до 134,50 |
| - в режиме ДНС, т/ч | от 85,99 до 521,92 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в нефти с помощью влагомера поточного в диапазоне массовой доли воды, % | |
| - от 0 % до 5 % включ. | ±0,35 |
| - св. 5 % до 10 % включ. | ±0,40 |
| - св. 10 % до 20 % включ. | ±1,50 |
| - св. 20 % до 50 % включ. | ±2,50 |
| - св. 50 % до 70 % включ. | ±5,00 |
| - св. 70 % до 85 % включ. | ±15,00 |
| - св. 85 % до 96 % включ. | ±55,00 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности вычислений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в нефти по ГОСТ 2477-2014 в диапазоне массовой доли воды, % | |
| - от 0 % до 5 % включ. | ±0,60 |
| - св. 5 % до 10 % включ. | ±1,00 |
| - св. 10 % до 20 % включ. | ±2,50 |
| - св. 20 % до 50 % включ. | ±10,00 |
| - св. 50 % до 70 % включ. | ±20,00 |
| - св. 70 % до 85 % включ. | ±50,00 |
| П р и м е ч а н и е - при массовой доли воды в нефти от 0 % до 10 % применяется влагомер нефти поточный УДВН-1пм2 (в режиме установки предварительного сброса воды (УПСВ)); при массовой доли воды в нефти от 10 % до 96 % применяется влагомер поточный ВСН-АТ (в режиме дожимной насосной станции (ДНС)) |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение в режиме ДНС | Значение в режиме УПСВ |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная |
| Плотность в рабочих условиях, кг/м3 | от 859,9 до 1003,7 |
| Плотность пластовой воды при +20°С, кг/м3, не более | 1010,0 |
| Диапазон, МПа - рабочее - минимально допустимое - максимально допустимое | от 2,28 до 3,00 0,2 4,0 |
| Диапазон рабочих температур, °С | от +25 до +60 |
| Массовая доля воды, % | от 5 до 96 | не более 5 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,2 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование характеристики | Значение в режиме ДНС | Значение в режиме УПСВ |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 12000 |
| Содержание свободного газа | не допускается |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц | 220±22, 380±38 50±0,4 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа | от -47 до +38 от 20 до 90 от 94 до 104 |
| Средний срок службы, лет, не менее Средняя наработка на отказ, ч | 10 20000 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
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 нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО «РН - Юганскнефтегаз» | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе МН 746 - 2017 «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения», ФР.1.29.2017.28051.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г.№ 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
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».
![Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО "РН – Юганскнефтегаз"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС с УПСВ Майского месторождения ООО "РН – Юганскнефтегаз""){kind=logo}