Назначение
Система налива автоматизированная на пункте налива нефти «Колпинский» АО «Самаранефтегаз» (далее - АСН) предназначена для учета количества нефти при выполнении учетных операций при отпуске и приеме нефти.
Описание
Принцип действия АСН основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - нефти) с помощью расходомеров-счетчиков массовых OPTIMASS 7300 (далее - СРМ). Выходные электрические сигналы измерительных преобразователей СРМ поступают на соответствующие входы комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК), который преобразует их и вычисляет массу нефти по реализованному в нем алгоритму.
Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси определяют как разность массы нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в нефти.
АСН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка АСН осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией АСН и эксплуатационными документами ее компонентов.
Конструктивно АСН состоит из входного коллектора, двух постов налива и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура АСН не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.
Посты налива в количестве 2 шт. выполняют функции измерения количества отпускаемой нефти и определения текущих параметров нефти по каждому посту налива. Отбор представительной пробы для лабораторного контроля параметров нефти осуществляется по ГОСТ Р 8.880-2015.
СОИ обеспечивает управление наливом, сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: ИВК, осуществляющие сбор измерительной информации и формирование отчетных данных; автоматизированное рабочее место оператора на базе ПО «ПЕТРОЛСОФТ(С)» (далее - АРМ оператора), оснащенные средствами отображения, управления и печати.
В состав АСН входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный №)), приведенные в таблице 1.
Т а б л и ц а 1 - Состав АСН
| Наименование СИ | Регистрационный № |
| Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 7300 (далее - СРМ) | 91481-24 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-10 | 31654-19 |
| Термопреобразователи сопротивления ТПС | 71718-18 |
| Влагомеры сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 76279-19 |
В состав АСН входят показывающие СИ давления и температуры, применяемые для контроля технологических режимов работы АСН.
АСН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массового расхода нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
- автоматическое измерение массы нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в нефти;
- вычисление массы нетто нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, хлористых солей, механических примесей и растворенного газа в нефти;
- автоматический и ручной отбор объединенной пробы нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи нефти, паспортов качества нефти;
- защиту информации от несанкционированного доступа.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящие в состав АСН, обеспечена возможность пломбирования СИ в соответствии с требованиями их описаний типа.
Нанесение знака поверки на АСН не предусмотрено.
Заводской № 70608 в виде цифрового обозначения, состоящего из арабских цифр, наносится на шильд-табличку рамы АСН.
Программное обеспечение
АСН реализовано в ИВК и в АРМ оператора, оснащенные средствами отображения, управления и печати. Идентификационные данные (ПО) АСН приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 - Идентификационные данные ПО АСН
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ИВК | АРМ оператора |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | SIKNS.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.000 | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | E4430874 | 3F05B7949F4BD24A1D 1C5A4B32A8C5D1 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы исполняемого кода | CRC32 | MD5 |
Уровень защиты ПО АСН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Максимальное значение расхода по каждому посту налива, т/ч, не более | 140 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, % | ±0,25 |
| П р и м е ч а н и е - пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси нормируется в соответствии с документом: «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений автоматизированной системой налива ПНН «Колпинский» АО «Самаранефтегаз». Свидетельство об аттестации № 20-03228-010-36-RA.RU.311959-2024. |
Т а б л и ц а 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | смесь нефтегазоводяная |
| Характеристики измеряемой среды: - давление избыточное измеряемой среды, МПа - температура измеряемой среды, °С - вязкость кинематическая измеряемой среды в рабочем диапазоне температуры измеряемой среды, мм2/с - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 - объемная доля воды, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 - массовая доля механических примесей, % - объемная доля растворенного газа при стандартных условиях, м3/м3 - свободный газ | от 0,1 до 1,6 от 0 до +50 от 1,25 до 25 от 800 до 900 95 от 300 до 6300 от 0,01 до 0,08 от 1 до 25 отсутствует |
| Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С - атмосферное давление, кПа | от -40 до +40 от 99,1 до 101,325 |
| Режим работы СИ | периодический |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист технологической инструкции АСН типографским способом.
Комплектность
Т а б л и ц а 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Система налива автоматизированная на пункте налива нефти «Колпинский» АО «Самаранефтегаз» | _ | 1 |
| Технологическая инструкция | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
представлены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений автоматизированной системой налива ПНН «Колпинский» АО «Самаранефтегаз». Свидетельство об аттестации № 20-03228-010-36-RA.RU.311959-2024.
Лист № 4
Всего листов 4
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 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».
