УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «30» марта 2021 г. №428
Лист № 1
Регистрационный № 81415-21Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
нефти сырой на
Первомайского
установке
нефтяного
Система измерений количества и параметров
предварительногосбросаводы№ 3«Юг»
месторождения АО «Томскнефть» ВНК
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисыройнаустановке
предварительного сброса воды № 3 «Юг» Первомайского нефтяного месторождения
АО «Томскнефть» ВНК (далее
СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти и
массы нетто сырой нефти (нефти).
Описание средства измерений
Принцип действия СИКНС основан на измерении массы нефти прямым методом
динамических измерений.
Масса нефти измеряется по результатам прямых измерений массы нефти расходомером
массовым.
Масса нетто нефти вычисляется как разность массы нефти и массы балласта,
определяемой по результатам лабораторных исследований пробы нефти, как сумма массы воды,
хлористых солей и механических примесей в нефти.
Средства измерений в составе СИКНС выполняют измерения расхода, давления,
температуры, плотности иобъемной доливодыв нефти и их преобразованиев унифицированные
электрические сигналы. Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК (ИВК) выполняет
измерение выходных сигналов средств измерений, их преобразование в значения параметров и
показателей качества нефти, вычисление массы нефти, массы нетто нефти и передачу
результатов измерений и вычислений на автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора.
В состав СИКНС входит блок измерительных линий (БИЛ), блокизмерений показателей
качества нефти (БИК) и система обработки информации (СОИ).
Блокизмерительныхлинийпредставляетсобойсистемутехнологических
трубопроводов, включающую три измерительные линии (ИЛ) (две рабочие и одна контрольно-
резервная), оснащенные средствами измерений массового расхода, плотности, давления и
температуры нефти, фильтрами, запорной и регулирующей арматурой.
Блокизмеренийпоказателейкачестванефтипредставляетсобойсистему
технологических трубопроводов, включающую линию контроля качества, оснащенную
средствами измерений объемной доли воды, температуры и давления нефти, циркуляционными
насосами, автоматическими пробоотборниками, запорной и регулирующей арматурой.
Система обработки информации включает в себя ИВК и АРМ оператора на базе
персонального компьютера с установленным программным обеспечением (ПО).
В состав СИКНС входят следующие основные средства измерений:
– расходомеры массовые Promass (модификация Promass 300), регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 68358-17 (далее –
регистрационный №);
– датчики давления Метран-75, регистрационный № 48186-11;
– преобразователи температуры Метран-280-Ex, регистрационный № 23410-13;
Лист № 2
Всего листов 5
– влагомер сырой нефти ВСН-2, регистрационный № 24604-12;
– комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК, регистрационный № 44582-16.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих основных функций:
1) измерение и отображение текущих значений технологических и учетных параметров;
2) вычисление массы нетто нефти при вводе в ИВК параметров нефти, по результатам
лабораторных исследований пробы нефти;
3) выполнение контроля метрологических характеристик (КМХ) рабочих расходомеров
по контрольному расходомеру;
4) формирование и печать текущих и архивных данных, журналов, трендов;
5) запись и хранение архивов;
6) обеспечение защиты данных от несанкционированного доступа.
Пломбированиесредствизмерений,входящихвсоставСИКНСот
несанкционированного доступа осуществляется в соответствии с МИ 3002-2006.
Заводской номер СИКНС наносится в эксплуатационную документацию. Знак поверки
наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Программное обеспечение
ПО СИКНС включает в себя встроенное ПО средств измерений в составе СИКНС и ПО,
установленное на АРМ оператора. Встроенное ПО ИВК осуществляет сбор, обработку
результатов измерений, запись и хранение архивов, выполнение КМХ рабочего расходомера по
контрольному расходомеру и передачу результатов измерений на АРМ оператора. ПО АРМ
оператора предназначено для отображения результатов измерений. ПО АРМ оператора не
является метрологически значимым.
ПО ИВК имеет модульную структуру и включает в себя подсистемы метрологически
значимой и незначимой части ПО. Идентификационные данные подсистем метрологически
значимой части ПО ИВК приведены в таблице 1. Уровень защиты ПО СИКНС «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Значение
«МикроТЭК-МК»
2.3924
2.3083
2.3083
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные
(признаки)
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО номер
версии
подсистемы
ПО
значение цифрового идентификатора
подсистемы ПО
6E1212FB054D3645ABC1B2A8B1E54D7A
(mathRawOil.mdll)
12387F99835A1B74C69986719D3A58F5
(mathCommercialOil.mdll)
Лист № 3
Всего листов 5
Значение
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
2.3083
MD5
Продолжение таблицы 1
Идентификационные данные
(признаки)
04793482857F9248A099E084846CB277
(mathWater.mdll)
2C317A5117704DAA0645548916CDE671
(mathSHFLU.mdll)
AF2A989D899E426D2C62BF911597A191
(mathOilGas.mdll)
3093318E3A287EFA8F3D3A36B6FEE485
(mathNaturalGas.mdll)
7BD2EADDFC8D75796CB65F99DE5FB7F
2.3083A
(mathNitrogen.mdll)
F1F2BE3E82E9144876E7F99424E21ECE
(mathAir.mdll)
4A81742D5B15074BE60FD9DABD3FD3AE
(mathSarasotaFD960.mdll)
204BFDBA4DCDB72D36CEF8672C9AFC0
2.30839
(mathSolartron7835.mdll)
768884A0DB93F585C712E4BF5101692A
(mathTransforms.mdll)
67F1F9338F566D5040E345FC98961772
(mathKmxRawOil.mdll)
E1154DE1DD8A7FC6209ABA0662D67391
(mathHC.mdll)
Алгоритм вычисления
цифрового идентификатора ПО
Метрологические характеристики СИКНС нормированы с учетом влияния ПО
Наименование характеристики
Значение
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Диапазон измерений массового расхода нефти через одну ИЛ, т/ч
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто
нефти, %
от 2 до 45
±0,25
±0,35
Значение
Количество ИЛ
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Режим работы СИКНС
Избыточное давление, МПа
Температура,
C
Плотность обезвоженной дегазированной нефти в с.у., кг/м
3
Объемная доля воды, %, не более
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
нефть сырая
3 (2 рабочие,
1 контрольно-резервная)
непрерывный
от 0 до 3
от +5 до +35
от 770 до 894
5
300
0,1
Лист № 4
Всего листов 5
Наименование характеристики
Значение
– напряжение постоянного тока, В
от +5 до +30
Продолжение таблицы 3
Параметры электрического питания:
– напряжение переменного тока технических средств СОИ, В
+
30
+6
220
−
110
24
−12
50±1
– частота переменного тока, Гц
Условия эксплуатации:
– температура окружающей среды для средств измерений в составе
БИЛ, БИК,
С
– температура окружающей среды для средств измерений в составе
СОИ,
С
– относительная влажность, %, не более
– атмосферное давление, кПа
от +10 до +35
95
от 84 до 106
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации печатным способом.
–
1 шт.
Обозначение
Количество
Комплектность средства измерений
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти
сырой на установке предварительного сброса воды № 3
«Юг» Первомайского нефтяного месторождения
АО «Томскнефть» ВНК, зав. № 01
Инструкция по эксплуатации
Методика поверки
ИЭ УППН-10-20
МП 418-20
1 экз.
1 экз.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений
количества и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 3 «Юг»
Первомайского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК», (свидетельство об
аттестации методики измерений № 01.00241-2013/29-485-2020, аттестующая организация
ФБУ «Томский ЦСМ», аттестат аккредитации 01.00241-2013).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества
и параметров нефти сырой на установке предварительного сброса воды № 3 «Юг»
Первомайского нефтяного месторождения АО «Томскнефть» ВНК
Приказ Росстандарта от 07.08.2018 № 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 расхода жидкости»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
Лист № 5
Всего листов 5
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
