Назначение
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси в районе К-201 Приобского 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 счётчиков-расходомеров массовых. Выходные сигналы измерительных преобразователей счётчиков-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 её компоненты. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта. В состав СИКНС входят:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), предназначенный для изменения массового расхода нефти.
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. CMF 400 | БИЛ | 13425-06 |
| Счётчики-расходомеры массовые МИР* | БИЛ | 68584-17 |
| Преобразователи давления измерительные серии 40 мод. 4385 | БИЛ, БИК | 19422-03 |
| Преобразователи давления измерительные 40.4385 | БИЛ, БИК | 40494-09 |
| Датчики давления Метран-150 мод. Метран-150TG* | БИЛ, БИК | 32854-09 32854-13 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 902820 | БИЛ, БИК | 32460-06 |
| Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.1 Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.2* Влагомеры нефти микроволновые МВН-1 мод. МВН-1.3* | бик | 28239-04 63973-16 |
| Преобразователь плотности жидкости измерительный модель 7835 | бик | 15644-06 |
| Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК | СОИ | 24063-06 |
| Примечания 1. Средства измерений помеченные * находятся в резерве. При необходимости средства измерений эксплуатирующиеся в составе СИКНС могут быть заменены на находящиеся в резерве. 2. В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных 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 шести измерительных линий.
Место расположения СИКНС, заводской номер 108, в районе К-201 Приобского месторождения. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси в районе К-201 Приобского 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 нанесен ударным способом на информационной табличке на входе в блок измерительных линий и на входе в блок качества нефти. 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. Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК | АРМ |
| Идентификационное наименование ПО | УЗЕЛ УЧЕТА НЕФТИ | InTouch WindowMaker |
| Номер версии ПО | 01.220408 | 8.0.2 0586.0187.0000.0000 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 100 до 2180 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, % | ± 0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, % | ± 1,0 |
| Примечание — Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий | 6 (4 рабочих, 1 резервная, 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, приведённая к стандартным условиям, кг/м3 - объёмная доля растворённого 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 - содержание свободного газа | от +25 до +60 от 1,0 до 6,3 от 861 до 867 от 1001 до 1005 1,0 от 0,8 до 1,0 20 0,05 3200 не допускается |
| 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 |
| Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси в районе К-201 Приобского месторождения | _ | 1 экз. |
| Инструкция по эксплуатации | _ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе ВЯ-1843 /2024 Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) в районе К-201 Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», аттестованном ФБУ «Тюменский ЦСМ», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1843/01.00248-2014/2024 от 10 октября 2024 г.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ 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».
