| Номер в госреестре | 98800-26 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и показателей качества нефти № 113 |
| Изготовитель | Акционерное общество «Нефтегаз Югра» |
| Год регистрации | 2026 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 113 (далее-СИКН) предназначена для измерения массы нефти.
Принцип действия СИКН основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей массового расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, плотности, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.
Конструктивно СИКН представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и смонтированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. В состав СИКН входит:
1) Блок измерительных линий (БИЛ).
2) Блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК).
3) Система обработки информации (СОИ).
4) Блок трубопоршневой поверочной установки (ТПУ).
5) Блок фильтров (БФ).
В составе СИКН функционально выделены измерительные каналы (ИК) массового расхода нефти, определение метрологических характеристик которых осуществляется комплектным методом при поверке СИКН.
Состав СИКН представлен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав СИКН
| Наименование и тип средства измерений | Место установки | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF300 | БИЛ | 13425-06 |
| Датчики температуры 644 | БИЛ, БИК | 39539-08 |
| Преобразователи измерительные 644 | БИЛ, БИК | 14683-04* |
Продолжение таблицы 1
| Наименование и тип средства измерений | Место установки | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Термопреобразователи сопротивления платиновые 65 | БИЛ, БИК | 22257-01* 22257-05* |
| Преобразователи давления измерительные EJX мод. EJX 430А | БИЛ, БИК | 28456-04 |
| Преобразователи давления измерительные EJA мод. EJA 530А | БИЛ, БИК | 14495-09 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм мод. УДВН-1пм | БИК | 14557-01 14557-10 |
| Преобразователи плотности измерительные 7835 | БИК | 15644-96 |
| Комплексы измерительно-вычислительные Сигма-дубль | СОИ | 30949-06 |
| Примечания 1) В состав СИКН входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества нефти входит расходомер. 2) Средства измерений помеченные * находятся в резерве. При необходимости средства измерений эксплуатирующиеся в составе СИКН могут быть заменены на находящиеся в резерве. | ||
СИКН обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматическое измерение массы брутто нефти;
- автоматизированное вычисление массы нетто нефти и массовой доли воды;
- автоматическое измерение технологических параметров (температуры и давления);
- автоматическое измерение показателей качества нефти (плотности и объёмной доли воды в нефти);
- отображение (индикацию), регистрацию и архивирование результатов измерений;
- поверку преобразователей массового расхода на месте эксплуатации без прекращения учётных операций;
- контроль метрологических характеристик преобразователей массового расхода, преобразователя плотности и поточного влагомера на месте эксплуатации без прекращения товарно-коммерческих операций;
- отбор объединённой пробы нефти по ГОСТ 2517-2012;
- получения 2- часовых, сменных, суточных и месячных отчётов, актов приёма-сдачи нефти, паспортов качества и журналов регистрации показаний средств измерений с выводом данных на дисплей и на печатающее устройство;
- дистанционное управление запорной арматурой;
- контроль герметичности запорной арматуры, влияющей на результат измерений по СИКН.
Место расположения СИКН заводской номер ИЗ, на территории ПСП СИКН № ИЗ. Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, конструкцией преобразователей массового расхода, входящих в состав ИК массы и массового расхода нефти, предусмотрены места установки пломб, содержащих изображение знака поверки, который наносится методом давления на две пломбы, установленные на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия в шпильках, расположенных на диаметрально противоположных фланцах первичного измерительного преобразователя и на пломбу, установленную на один из крепёжных винтов на передней панели вторичного измерительного преобразователя. Схема установки пломб приведена на рисунках 1-2. Пломбирование средств измерений, находящихся в составе СИКН, осуществляется согласно требований одного из следующих документов: описание типа средства измерений, методика поверки средства измерений, инструкция по эксплуатации СИКН или 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». Заводской номер в виде цифрового обозначения нанесён типографским способом на информационной табличке, установленной на приборном щите, расположенном в помещении операторной. Нанесение знака поверки на СИКН не предусмотрено.
Общий вид СИКН представлен на рисунке 4.
Место установки пломбы
Место установки пломбы
Рисунок 1 - Схема пломбирования первичного измерительного преобразователя
Рисунок 2 - Схема пломбирования вторичного измерительного преобразователя
Рисунок 3 - Место нанесения заводского номера
Рисунок 4 - Общий вид СИКН
Программное обеспечение (ПО) СИКН представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса и автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора. Метрологические характеристики СИКН нормированы с учётом влияния программного обеспечения на результаты измерений.
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 | |
| Идентификационное наименование ПО | calc.dll | Module2.bas |
| Номер версии ПО | 1.1 | 1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 44BAA61F | 66F2A061 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 |
Таблица 3 - Состав и основные метрологические характеристики измерительных каналов
| Номер ИК | Наименование ИК | Количество ИК, место установки | Состав ИК | Диапазон измерений, т/ч | Пределы допускаемой относительной погрешности, % | |
| Первичные измерительные преобразователи | Вторичная часть | |||||
| 1 | ИК массового расхода нефти | 2 БИЛ | Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion мод. CMF 300 | Комплексы измерительно-вычислительные Сигма-дубль | от 24 до 160 | ±0,25 |
| 2 | ||||||
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода, т/ч | от 24 до 160 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения: - массы брутто нефти, % - массы нетто нефти, % | ±0,25 ±0,35 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных линий | 2 (1 рабочая, 1 резервная) |
| Измеряемая среда | нефть по ГОСТ Р 51858-2002 |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °C - давление, МПа - плотность нефти в рабочем диапазоне температур, кг/м3 | от ± 5 до + 30 от 0,3 до 4,0 от 800 до 900 |
| - массовая доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 0,5 0,05 100 |
| Температура окружающего воздуха, °C: - для первичных измерительных преобразователей - для ИВК и АРМ оператора | не ниже +15 не ниже + 20 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКН типографским способом и на информационной табличке, установленной на приборном щите, расположенном в помещении операторной.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и показателей качества нефти № 113 | 1 экз. | |
| Инструкция по эксплуатации | 1 экз. |
приведены в документе ВЯ-1941/2025 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти на узле коммерческого учета нефти № 113 пункта сдачи нефти НПС «Красноленинская» АО «Нефтегаз Югра», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2025.51837.
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (пункт 6.1.1)
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»
