Установка измерительная нефти и нефтяного газа Нет данных

Описание

Установка измерительная нефти и нефтяного газа Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 67866-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 696. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод" (ДОМЗ), г.Домодедово.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
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:

Установка измерительная нефти и нефтяного газа 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:

Установка измерительная нефти и нефтяного газа 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
67866-17
НаименованиеУстановка измерительная нефти и нефтяного газа
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод" (ДОМЗ), г.Домодедово
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 696
НазначениеУстановка измерительная нефти и нефтяного газа (далее - установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему свободного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и свободного нефтяного газа.
ОписаниеУстановка состоит из технологического блока, включающего в себя сепарационную емкость, служащую для разделения потока измеряемой среды на газовую и жидкую фазы, измерительные линии расхода и количества продуктов сепарации, оснащенные средствами измерений и вспомогательным оборудованием, и трубопроводную обвязку, и блока автоматики, служащего для обработки измерительной информации и управления режимом работы установки. Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующих измерениях массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа. Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее - СРМ). Объемный расход и объем свободного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений, с применением СРМ и результатов измерений плотности свободного нефтяного газа. Приведение измеренного объема, плотности свободного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется контроллером шкафа управления и индикации блока автоматики установки (далее - ШУИ) согласно «Методике измерений с применением установки измерительной нефти и нефтяного газа» (далее - МИ). Объемный расход и объем газлифтного нефтяного газа при рабочих и стандартных условиях по каждой скважине измеряется с применением средств измерений расхода газлифтного газа. Измеренные значения передаются в ШУИ установки для формирования отчетов по всем скважинам и передачи их в систему верхнего уровня. Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов: - прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии); - косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в ШУИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени; - в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в ШУИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени. Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти. Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления. Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением термопреобразователей с унифицированным выходным сигналом. ШУИ установки реализован на основе системы управления модульной B&R X20. ШУИ выполняет функции управления работой оборудования установки и сигнализации о ее состоянии, а также обеспечивает опрос первичных преобразователей и преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчет количества нефти и нефтяного газа по каждой скважине с учетом введенных согласно МИ условно-постоянных величин (констант) для каждой скважины, формирование отчетов и передачу их в систему верхнего уровня. Общий вид установки представлен на рис. 1. Пломбирование установки не предусмотрено. Рисунок 1 - Общий вид установки Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений приведен в таблице 1. Таблица 1- Перечень средств измерений и их регистрационные номера
Наименование средств измеренийРегистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа:
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.CMF 300; F 200)45115-16
Средства измерений объемного расхода и объема газлифтного газа:
Счетчики газа «DYMETIC-9423M» (мод. «DYMETIC-9423M-Т-50-60»)57998-14
Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)24604-12
Влагомеры поточные L и F (мод. F)56767-14
Влагомеры сырой нефти ВОЕСН32180-11
Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)47355-11
Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:
Датчики избыточного давления Метран-15032854-13
Манометры показывающие МПА-Кс50119-12
Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270038548-13
Система сбора и обработки информации:
Системы управления модульные B&R X2057232-14
* Опционально, при установке влагомера.
Программное обеспечениеКомплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах ШУИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти. Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий». Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОAgzuIMS.br
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 3.72.1
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)-
Метрологические и технические характеристикиОсновные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4. Таблица 3 - Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений дебита скважин по жидкости, т/сутот 1,5 до 150
Диапазон измерений объемного расхода свободного газа в стандартных условиях, м³/сутот 500 до 200000
Диапазон измерений объемного расхода газлифтного газа в стандартных условиях, м³/сут от 300 до 50000
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении*
Массы сырой нефти±2,5
Массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % - при содержании объемной доли воды от 70 % до 95 % - при содержании объемной доли воды свыше 95 %±6 ±15 не нормируется (устанавливают в методике измерений)
Объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям±5
Объема газлифтного газа, приведенного к стандартным условиям±5
Параметры измеряемой среды:
Измеряемая средаНефтегазоводяная смесь, газлифтный газ
Содержание воды в сырой нефти, %до 100
Рабочее избыточное давление (расчетное), МПа - нефтегазоводяная смесь - газлифтный газдо 6,3 до 10,0
Температура рабочей среды, °С - нефтегазоводяная смесь - газлифтный газот 0 до +20 от 0 до +20
Плотность сырой нефти при 20°С, кг/м3от 690 до 1170
Плотность нефти обезвоженной, дегазированной при 20°С, кг/м3от 690 до 860
Плотность пластовой воды при 20°С, кг/м31170
Максимальное количество нефтяного газа (свободного) приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м³/т1000
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Максимальное количество подключаемых скважин10
Режим работынепрерывный
Температура, °С - в БТ, БПС; -в БАне ниже +5 не ниже + 5 с возможностью повышения температуры при необходимости до + 10
Электроснабжение напряжение переменного тока, В частота переменного тока, Гц(380/220)±10% 50±5
Режим управления запорно-регулирующей арматуройРучной, автоматизированный
Средний срок службы, лет15
КомплектностьТаблица 5 - Комплектность поставки*
НаименованиеОбозначениеКоличество
Установка, заводской номер 6961 шт.
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей1 шт.
Руководство по эксплуатации0814.00.00.000 РЭ1 экз.
Методика поверкиМП 0582-9-20171 экз.
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Поверкаосуществляется по документу МП 0582-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 28 апреля 2017 г. Основные средства поверки: рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установке измерительной нефти и нефтяного газа ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков Техническая документация изготовителя
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Домодедовский опытный машиностроительный завод» (ООО «ДОМЗ») ИНН 7710535349 Адрес: 142005, Московская область, г. Домодедово, мкр. Центральный, ул. Кирова, строение 27 Телефон/факс: (495)-419 00-96 E-mail: domz@domz.ru
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР») Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32 E-mail: vniirpr@bk.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.