Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ДНС Омбинского 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.
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. CMF400 | БИЛ | 45115-10 |
| Преобразователи измерительные 644 | БИЛ, БИК | 14683-09 |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 | БИЛ, БИК | 22257-11 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 мод. 3051TG | БИЛ, БИК | 14061-10 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100 | БИК | 24604-12 |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | БИК | 52638-13 |
| Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | СОИ | 43239-09 |
| Примечание - В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества 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 двух измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер 526/2012 - УПСВ на ДНС Омбинского месторождения ЦППН-1. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной ДНС Омбинского месторождения осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКНС или МИ 3002-2006. Заводской номер в виде цифрового обозначения указан на информационной табличке установленной на стене блок-бокса СИКНС методом ударной маркировки. Нанесение знака поверки на СИКНС не предусмотрено.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС представлено встроенным прикладным ПО комплекса измерительно-вычислительного и АРМ оператора.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | АРМ оператора | ИВК |
| Идентификационное наименование ПО | RateCalc.dll | Formula.o |
| Номер версии ПО | 2.3.1.1 | 6.05 |
| Цифровой идентификатор ПО | B6D270DB | DFA87DAC |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC-32 | CRC-32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 55 до 545 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| 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 25 включ. | ±1,0 ±(0,15 ф* + 0,25) ±(0,075 ф* + 1,375) |
| - при использовании влагомера сырой нефти: св. 7 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 85 включ | ±(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 | 2 (1 рабочая 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 - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более - плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 | от +20 до +60 от 1,2 до 3,8 от 850 до 900 от 1000 до 1010 85 от 0,8 до 1,1 |
| - объемная доля растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, м3/м3, не более - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3, не более | 5 0,05 900 |
| 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, экз |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ДНС Омбинского месторождения | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ВЯ-1851/2024 Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ДНС Омбинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 1851/01.00248-2014/2024 от 22.10.2024.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (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».
