Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво Нет данных

Описание

Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 61735-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 00010-1. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Эмерсон", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
61735-15
НаименованиеСистема измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Эмерсон", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 00010-1
НазначениеСистема измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво (далее – система) предназначена для автоматических измерений массы, параметров сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, извлекаемых из скважин месторождения Северное Чайво.
ОписаниеПринцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователя массового расхода и косвенного метода измерений объема попутного нефтяного газа (ПНГ), приведенного к стандартным условиям, с использованием преобразователя объемного расхода газа. Выходные электрические сигналы с преобразователя массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-управляющего комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта. Масса балласта определяется в измерительно-управляющем комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, массовой доли свободного и растворенного газа, определенных в аккредитованной испытательной лаборатории. Выходные электрические сигналы с преобразователя объемного расхода попутного нефтяного газа поступают на соответствующие входы измерительно-управляющего комплекса, который преобразует их и вычисляет объем попутного нефтяного газа и приводит его к стандартным условиям по реализованному в нем алгоритму. Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из сепаратора, измерительной линии массового расхода сепарированной сырой нефти, измерительной линии сепарированного попутного нефтяного газа и системы обработки информации. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты. Система состоит из одного измерительного канала массы сырой нефти, одного измерительного канала объема попутного нефтяного газа, а также измерительных каналов температуры, давления, в которые входят следующие средства измерений: – счетчик-расходомер массовый Micro Motion мод. CMF 400 (далее – РМ), Госреестр № 45115-10; – система измерительная «V-cone», Госреестр № 56355-14; – преобразователи давления измерительные 3051S, Госреестр № 24116-13; – преобразователи измерительные Rosemount 3144P, Госреестр № 56381-14. В систему обработки информации системы входят: – комплекс измерительно-управляющий и противоаварийной автоматической защиты модернизированный DeltaV, Госреестр № 49338-13; – автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера; В качестве индикатора содержания объемной доли воды в системе установлен влагомер поточный F фирмы «Phase Dynamics Inc», Госреестр № 46359-11. Его показания не используют для расчета массы нетто сырой нефти. Система обеспечивает выполнение следующих основных функций: – автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода; – автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей, массовой доли свободного газа, массовой доли растворенного газа и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории; – автоматическое измерение объема попутного нефтяного газа методом переменного перепада давления с использованием преобразователя объемного расхода и приведение его к стандартным условиям по алгоритму, реализованному в системе обработки информации; – автоматическое измерение давления сепарированного попутного нефтяного газа; – автоматическое измерение температуры сепарированного попутного нефтяного газа; – автоматическое измерение температуры сепарированной сырой нефти; – ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»; – автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ; – защиту информации от несанкционированного доступа программными и техническими средствами. На рисунке 1 приведен общий вид системы, на рисунке 2 приведены фотографии средств, ограничивающих доступ к системе. Рисунок 1 – Общий вид системы Рисунок 2 – Средства защиты от несанкционированного доступа к системе
Программное обеспечение Программное обеспечение системы (комплекс измерительно-управляющий и противоаварийной автоматической защиты модернизированный DeltaV, автоматизированное рабочее место оператора системы на базе персонального компьютера, далее – ПО) обеспечивает реализацию функций системы. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОNC_WELL_TEST_01NC_WELL_TEST_02
Номер версии (идентификационный номер) ПО10.3.110.3.1
Цифровой идентификатор ПО378D25C7AAB9D4C8
Другие идентификационные данные (если имеются)-
Защита программного обеспечения установок от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Метрологические и технические характеристикиОсновные технические характеристики системы приведены в таблице 2. Таблица 2 – Основные технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение Характеристики
Измеряемая средаСырая нефть и попутный нефтяной газ в составе нефтегазоводяной смеси
Диапазон измерений расхода нефтеводяной смеси, т/чот 30 до 200
Верхний предел измерений расхода ПНГ, м3/ч, приведенного к стандартным условиям, не более120 000
Диапазон температуры измеряемой среды, (Сот плюс 30 до плюс 80
Давление измеряемой среды, МПа минимальное рабочее максимальное4,0 5,0 6,0
Массовая доля воды в нефтеводяной смеси, %, не более50
Плотность пластовой воды, кг/м3от 1004 до 1012
Плотность обезвоженной дегазированной нефти при 15оС, кг/м3от 745 до 850
Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м3От 0,6 до 0,9
Массовая доля механических примесей в нефтеводяной смеси %, не более0,03
Окончание таблицы 2 – Основные технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение Характеристики
Остаточное объемное содержание свободного газа в нефтеводяной смеси, %, не более0,25
Остаточное содержание растворенного газа в нефтеводяной смеси нефти после сепарации, м3/м3, не более50
Концентрация хлористых солей в нефтеводяной смеси, мг/дм3, не более200
Режим работы системыПериодический
Основные метрологические характеристики системы приведены в таблице 3. Таблица 3 – Основные метрологические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение Характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема сепарированного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %± 5,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сепарированной сырой нефти, %± 2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %
- при содержании массовой доли воды от 0 % до 25 %± 3,0
- при содержании массовой доли воды от 25 % до 35 %± 3,5
- при содержании массовой доли воды от 35 % до 45 %± 4,0
- при содержании массовой доли воды от 45 % до 50 %± 5,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти с учетом уноса жидкости в газовую линию, %
- при содержании массовой доли воды от 0 % до 35 %± 6,5
- при содержании массовой доли воды от 35 % до 50 %± 7,5
Комплектность– Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво, 1 шт., заводской № 00010-1; – Инструкция «RUSA-ENO-WC-OP-622.01»; – МП 0218-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво. Методика поверки».
Поверкаосуществляется по документу МП 0218-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 26.03.2015 г. Основные средства поверки: – Государственный Первичный Эталон единицы массового расхода жидкости ГЭТ 63-2011, диапазон воспроизведения единицы массового расхода жидкости от 2,5 до 500 т/ч, расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k=2) 3,6•10-4. – Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ 118-2013, диапазон воспроизведения единиц объемного и массового расходов газа в диапазоне 3•10-3 – 16000 м3/ч (3,6•10-3 – 19200 кг/ч), расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k=2) воспроизведения объемного и массового расходов газа 11,0•10-4.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений на базе сепаратора WC-MBD62201 месторождения Северное Чайво 1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Эмерсон» (ООО «Эмерсон») Юридический адрес: 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.10 стр. 2, 5 этаж. Почтовый адрес: РФ, 693020, г. Южно-Сахалинск, ул. Амурская, д. 88, этаж 7. ИНН: 7705130530 Тел.: (495) 9 819 811 Факс: (495) 9 819 810 e-mail: info.ru@emerson.com
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»). Юридический адрес: Россия, Республика Татарстан, 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7а. Тел. +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32, e-mail: office@vniir.org. Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.