Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН) (далее - СИКН) предназначена для измерения массы нефти.
Описание
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефти с помощью счётчиков-расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы со счётчиков-расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу брутто нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованной из компонентов серийного отечественного и импортного производства, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений показателей качества нефти (далее - БИК), блока фильтров, узла подключения трубопоршневой поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.
Состав СИКН представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование и тип средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Блок измерительных линий |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF400 | 45115-10 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 14061-10 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Блок измерений показателей качества нефти |
| Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835 | 15644-06 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, мод. УДВН-1пм | 14557-10 14557-15 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм, мод. УДВН-1пм3 | 14557-15 |
| Преобразователи давления измерительные 3051 | 14061-04 14061-10 |
| Датчики температуры 644 | 39539-08 |
| Система обработки информации |
| Комплексы измерительно-вычислительные ИМЦ-03 | 19240-11 |
В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества нефти входит ультразвуковой расходомер.
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода;
- измерение давления и температуры нефти в автоматическом режиме, а также с помощью показывающих средств измерений;
- автоматическое измерение объемной доли воды;
- автоматическое измерение плотности нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего СРМ с применением контрольного-резервного СРМ;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защита информации от несанкционированного доступа программными средствами.
Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКН осуществляется согласно требований их описаний типа, методик поверки или МИ 3002-2006. Заводской номер указан в виде цифрового обозначения на информационной табличке установленной на корпусе шкафа измерительно-вычислительного комплекса. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено. СИКН присвоен заводской номер 01.
Программное обеспечение
Системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (несвязанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утверждённому типу, осуществляется путём разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе АРМ-оператора системы управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путём кодирования. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «средний» по Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК «ИМЦ-03» | АРМ оператора |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 352.02.01 | 2.3.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 14C5D41A | B6D270DB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон массового расхода, т/ч | от 40 до 210 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения: - массы брутто нефти, % - массы нетто нефти, % | ± 0,25 ± 0,35 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление в измерительной линии, МПа - плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м3 - кинематическая вязкость нефти в рабочих условиях, мм2/с (сСт) - массовая доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более - содержание свободного газа | от +10 до +40 от 0,24 до 0,8 от 750 до 950 от 2 до 25 0,5 0,05 100 66,7 (500) не допускается |
Знак утверждения типа
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, экз. |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (Временная СИКН) | — | 1 |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти Харампурского направления СИКН ХН (СИКН № 564 (временная)) | — | 1 |
Сведения о методах измерений
«ВЯ-1787/2023 Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 564 на ЦПС (ЦППН) Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (временная СИКН)», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1787/01.00248-2014/2023 от 10.11.2023.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российсокй Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.1.1);
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объёма жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объёмного расходов жидкости».
