| Номер в госреестре | 87728-22 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на СИКНС УПСВ "Долговская" (Гаршинский поток Карбон) АО "Оренбургнефть" |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Нефтемаш" (АО "Нефтемаш"), Республика Башкортостан, г. Давлеканово |
| Год регистрации | 2022 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) предназначена для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.
Принцип действия системы измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть» (далее - СИКНС) основан на использовании прямого метода динамических измерений массы нефтегазоводяной смеси с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительновычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу нефтегазоводяной смеси по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы нефтегазоводяной смеси и массы балласта.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, скомплектованный из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из блока фильтров (далее - БФ), блока измерительных линий (далее - БИЛ), блока измерений параметров нефтегазоводяной смеси (далее - БИК), узла подключения передвижной поверочной установки (далее - УПППУ), системы дренажа и системы сбора и обработки информации (далее - СОИ). БИЛ состоит из одной рабочей измерительной линии (далее - ИЛ 1) и одной контрольно-резервной (далее - ИЛ 2). БИК выполняет функции оперативного контроля и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Часть измерительных компонентов СИКНС формируют вспомогательные измерительные каналы (далее - ИК), метрологические характеристики которых определяют комплектным методом. Заводской номер СИКНС №14
В состав СИКНС входят измерительные компоненты утверждённого типа, приведенные в таблице 1. Измерительные компоненты могут быть заменены в процессе эксплуатации на аналогичные утвержденного типа, приведенные в таблице 1. Компоненты, утвержденного типа, приведенные в таблице 1.
| Таблица 1 - Состав СИКНС | ||
| Наименование измерительного компонента | Место установки, кол-во, шт. | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion, модель CMF300 | 1 (ИЛ 1), 1 (ИЛ 2) | 13425-06 |
| Датчик давления Метран-100-Вн-ДИ | 2 (ИЛ 1), 3 (ИЛ 2), | 22235-08 |
| Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом ТСМУ Метран-274 | 1 (БИК), 1 (БИЛ) | 21968-06 |
| Влагомер поточный ВСН, модель ВСН-2-ПП-100-100 | 1 (БИЛ) | 24604-12 |
| Комплекс измерительно-вычислительный «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») | 1 (СОИ) | 76279-19 |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефтегазоводяной смеси утвержденных типов.
Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, которой пломбируется фланцевые соединения расходомеров массовых. Неизменность ПО расходомеров массовых обеспечивается защитой бесконтактных кнопок управления с помощью знаков поверки в виде наклеек и пломбированием шпилек, ограничивающих снятие крышек вторичных электронных преобразователей. Пломбы, несут на себе поверительные клейма, в соответствии с МИ 3002-2006 Рекомендация «ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».
Конструкция не предусматривает возможность нанесения заводских и (или) серийных номеров непосредственно на СИКНС. С целью обеспечения идентификации заводской номер установлен в формуляре.
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС обеспечивает реализацию функций СИКНС.
К нижнему уровню относится ПО комплекса измерительно-вычислительного «ОКТОПУС-Л» («:OCTOPUS-L») (далее - ИВК), обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведением вычислительных операций, хранением калибровочных таблиц, передачей данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система ИВК.
ПО СИКНС защищено от преднамеренных изменений с помощью специальных программных средств: реализованы система паролей доступа, авторизация пользователей, криптографические методы защиты. Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | 1,0000 |
| Контрольная сумма исполняемого кода | E4430874 |
| Алгоритм вычисления контрольной суммы | CRC32 |
| Комплекс измерительно вычислительный | ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) |
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и показатели качества измеряемой среды, приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 9 до 140 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
| нефтегазоводяной смеси, % | ±0,10 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
| нетто нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней | |
| влагомером поточным ВСН-2-ПП-100-100 (далее - влагомером), %: | |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 5,0 до 15,0 %: | ±1,76 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 15 до 35 %: | ±2,30 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 35 до 55 %: | ±4,14 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 55 до 65 %: | ±5,32 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 65 до 70 %: | ±6,21 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 70 до 85 %: | ±18,62 |
| - в диапазоне содержания объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 85 до 97 %: | ±93,08 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы | |
| нетто нефтегазоводяной смеси при измерении массовой доли воды в | |
| лаборатории, при содержании воды в диапазоне объемной доли воды %: | |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| от 0 до 5,0 %: | ±0,42 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 5,0 до 15,0 %: | ±0,48 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 15 до 35 %: | ±0,71 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 35 до 55 %: | ±1,60 |
| 1 | 2 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 55 до 65 %: | ±2,42 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 65 до 70 %: | ±3,04 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 70 до 85 %: | ±7,39 |
| - в диапазоне содержания массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси | |
| св. 85 до 98 %: | ±63,85 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Температура окружающего воздуха, °С | от - 43 до +50 |
| Температура измеряемой среды, °С | от 15 до +35 |
| Рабочий диапазон температуры НГС | от 5 до 30 |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа | от 1,2 до 2,0 |
| Объемная доля воды в измеряемой среде, % | от 0 до 98,0 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с | от 2,5 до 5,0 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведенная к стандартным условиям, кг/м3 | от 770 до 900 |
| Плотность пластовой воды, измеренная в лаборатории, кг/м3 | от 1000 до 1300 |
| Массовая концентрация хлористых солей обезвоженной нефтегазоводяной смеси, мг/дм3, не более | от 20 до 6000 |
| Массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной НГС, % | от 0 до 0,5 |
| Содержание объемной доли растворенного газа, м3/м3 | от 0,5 до 25,0 |
| Плотность нефтяного газа в стандартных условиях, кг/м3 | от 1,05 до 1,60 |
наносится справа в нижней части титульного листа инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество, (шт./экз.) |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть» | 1 | |
| Инструкция по эксплуатации | П4-04 ИЭ-161 ЮЛ-412 | 1 |
| Формуляр СИКНС | - | 1 |
приведены в документе «ГСИ Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на СИКНС УПСВ «Долговская» (Гаршинский поток Карбон) АО «Оренбургнефть», утвержденном ООО ИК «СИБИНТЕК», г. Самара 19.10.2021 г. Регистрационный номер ФР.1.29.2021.41596
Нормативные документы, устанавливающие требования к средству измерений
Приказ Росстандарта от 13 сентября 2019 г. № 30-ПНСТ «Об утверждении предварительного стандарта Российской Федерации»;
ПНСТ 360-2019 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
Приказ Росстандарта от 7 февраля 2018 г. № 256 «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».
Правообладатель
Акционерное общество «Оренбургнефть» (АО «Оренбургнефть»)
ИНН 5612002469
Адрес: 461046, Оренбургская обл., г. Бузулук, ул. Магистральная, д. 2
Телефон: +7 (35342) 73-670, +7 (35342) 73-317
Факс: +7 (35342) 73-201
Web-сайт: www.orenburgneft.rosneft.ru
E-mail: orenburgneft@rosneft.ru
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 07.06.2025 |
