Система измерений многофазного потока СИМП

Описание

Система измерений многофазного потока СИМП — техническое средство с номером в госреестре 48215-11 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 01. Имеет обозначение типа СИ: СИМП.
Произведен предприятием: ООО "Корвол", г.Альметьевск.

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 многофазного потока СИМП.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений многофазного потока СИМП.

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
Номер в госреестре
48215-11
НаименованиеСистема измерений многофазного потока
Обозначение типаСИМП
ПроизводительООО "Корвол", г.Альметьевск
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 01
Назначение средства измерений Система измерений многофазного потока «СИМП» (далее – СИМП) предназначена для проведения измерений количества сырой нефти и нефтяного газа на скважинах в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005, а также для проведения калибровки измерительных установок на скважинах по каналам измерений массы сырой нефти (жидкости) и объема (массы) нефтяного газа.
ОписаниеПринцип действия СИМП основан на разделении газожидкостного потока поступающего с устья скважины на жидкостную и газовую составляющие, с последующим измерением количества жидкости и газа массовыми преобразователями расхода (МПР). Многофазный поток с манифольдной линии скважины подается на входной коллектор установки и затем поступает в циклонный сепаратор, где происходит разделение на жидкость и газ. Уровень жидкости в циклонном сепараторе регулируется с помощью клапанов. Благодаря большой разнице в плотности жидких и газовых фаз, газ перемещается к центру и поднимается наверх, а жидкость движется к стенкам и спускается вниз циклонного сепаратора. Из сепаратора жидкость поступает в измерительную линию учета жидкости, а газ – в измерительную линию учета газа. МПР, установленный на измерительной линии учета жидкости, измеряет массу и плотность жидкости после сепаратора. По данным МПР вычислитель нетто-объема нефти NOC ALTUS на базе измерительного преобразователя модели 3700 рассчитывает массу и объем добываемой нефти и воды и передает информацию в АРМ-оператора. МПР, установленный на измерительной линии учета нефтяного газа, измеряет массу и плотность газа после сепаратора. По данным МПР измерительный преобразователь модели 2700 рассчитывает массу нефтяного газа и передает информацию в АРМ-оператора. Уровень жидкости в циклонном сепараторе поддерживается автоматически при помощи двух клапанов регуляторов, управляемых контроллером SIEMENS. После измерительных линий поток жидкости и газа смешивается и поступает в выходной коллектор установки и далее на выкидную линию скважины в систему нефтесбора. СИМП представляет собой мобильный комплекс, состоящий из следующих блоков: - технологический блок; - блок обработки информации и управления. Технологический блок включает в себя следующие средства измерений (номер по Госреестру) и вспомогательные устройства: - гидроциклонный сепаратор; - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измеритеьным преобразователем модели 3700 фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (предназначен для измерения количества жидкости) (№ 13425-06); - счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 025 с измеритеьным преобразователем 2700 фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (предназначен для измерения количества газа) (№ 13425-06); - преобразователь измерительный 244Н к датчикам температуры фирмы «Fisher-Rosemount» (№ 14683-04); - преобразователь давления измерительный 3051TG фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (№ 14061-04); - преобразователь перепада давления измерительный 3051CD фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount» (№ 14061-04); - два клапана регулирования давления и уровня "Samson" с электроприводом "AUMA"; - манометр показывающий для точных измерений МПТИ-У2-4,0МПа-0,6; - пробоотборник нефти ручной; - место подключения устройства для определения содержания свободного газа УОСГ-100СКП; - запорная арматура. Блок обработки информации и управления включает в себя: - измерительные преобразователи массовых преобразователей расхода моделей 3700 и 2700 фирмы «Emerson Process Management, Fisher-Rosemount»; - шкаф управления с контроллером SIEMENS - шкаф силовой. Метрологические и технические характеристики
Рабочая среданефть сырая
Температура рабочей среды, °Сот +5 до +60
Температура окружающей среды, °Сот -40 до +60
Рабочий диапазон давления, МПаот 0,1 до 4,0
Вязкость, сСтот 0,5 до 300
Массовая доля воды, %от 0 до 100
Диапазон измерения массового расхода нефти сырой, т/чот 0,3 до 8
Диапазон измерения массового расхода нефтяного газа, при нормальных условиях, м³/чот 5 до 100
предел допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода нефти сырой, %, не более - 1,01,0
предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объемного расхода нефти сырой, %, не более1,2
предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объемного расхода нефтяного газа, %, не более2,5
Диаметр условного прохода трубопроводов: входного, мм выходного, мм50 50
Габаритные размеры технологического блока, мм4550×1300×850
Масса СИМП, не более, кг2700
Питание установки от однофазной сети: - линейное напряжение, В; - частота, Гц220 50 ± 1
Программное обеспечение
Метрологические и технические характеристики
Комплектность
Наименование Кол. (шт.)
Система измерений многофазного потока «СИМП»1
Руководство по эксплуатации1
Методика поверки1
Поверка осуществляется по инструкции МП 48215-11 «ГСИ. Система измерений многофазного потока «СИМП». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 17.05.2010 г. Перечень эталонов применяемых при поверке: - поверочная установка на базе весов ОГВ или эталонных мерников 1-го разряда, обеспечивающая необходимый расход при поверке и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,02%; - преобразователь плотности поточный с диапазоном измерений от 700 до 1100 кг/м3 и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,3 кг/м3; - калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07); - калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05) Допускается применение других СИ с аналогичными или лучшими МХ.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений многофазного потока «СИМП» ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости» Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений проведение учетных операций.
Заявитель ООО «Корвол» 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Базовая, 1 тел./факс (8553) 45-65-11
Испытательный центр Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань, номер регистрации в Государственном реестре средств измерений - № 30141 - 10 от 01.03.2010 г. 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а; Тел/факс: (843) 295-30-46; 295-30-47; 295-30-96; E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru, www.nefteavtomatika.ru