Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво Нет данных

Описание

Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 66652-17 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ NC-MBD62210. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США.

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:

Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 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 попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 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
66652-17
НаименованиеСистема измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво
Обозначение типаНет данных
ПроизводительФирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ NC-MBD62210
НазначениеСистема измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора месторождения NC-MBD62210 Северное Чайво. (далее - система) предназначена для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе нетто сырой нефти и по объему попутного нефтяного газа посредством трехфазной сепарации нефтегазоводяной смеси на нефть, пластовую воду и попутный нефтяной газ, и последующего измерения расхода и параметров сепарированных сред.
ОписаниеСистема является средством измерений единичного экземпляра. Принцип действия узла заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на скважинную жидкость (сырую нефть), пластовую воду и попутный нефтяной газ в сепарационной емкости и последующем измерении расхода попутного нефтяного газа, расхода пластовой воды и расхода сырой нефти. Отделенная в сепараторе частично обезвоженная и частично дегазированная сырая нефть поступает в измерительную линию сырой нефти, отделенная пластовая воды с остаточным содержанием сырой нефти поступает в измерительную линию пластовой воды, отделенный попутный нефтяной газ с унесенной им сырой нефтью поступает в измерительную линию попутного нефтяного газа. Массовый расход и масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (модификации CMF 350М), рабочий и контрольный. Массовый расход и масса отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомерав массового Micro Motion (модификации CMF 300М). Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением ультразвукового расходомера Daniel модели 3414. Приведение измеренного объема попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму AGA-8 (ГОСТ Р 8.662-2009/ИСО 20765-1:2005 «ГСИ. Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы. Методы расчетного определения для целей транспортирования и распределения на основе фундаментального уравнения состояния AGA8.»), реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) узла. Остаточное содержание воды в сырой нефти и остаточное содержание сырой нефти в отделенной пластовой воде измеряются в химико-аналитической лаборатории по отобранном пробам, и соответствующие значения вводятся в СОИ узла в качестве условно-постоянных величин. Для целей индикации содержания воды в сырой нефти применяется влагомер поточный L фирмы “Phase Dynamics Inc”. Для целей индикации остаточного содержания сырой нефти в отделенной пластовой воде применяется влагомер поточный F фирмы “Phase Dynamics Inc”. Количество остаточного растворенного газа в сырой нефти и количество сырой нефти, уносимой сепарируемым попутным нефтяным газом, определяются в аккредитованной лаборатории путем проведения термодинамических исследований измеряемой среды и вводятся в СОИ в качестве условно-постоянных величин. Содержание массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей измеряются в химико-аналитической лаборатории по отобранным пробам измеряемой среды и вводится в СОИ в качестве условно-постоянных величин. Массовый расход и масса нетто сырой нефти измеряются косвенным методом динамических измерений на основе измеренных значений массового расход и массы сырой нефти, содержания воды в сырой нефти и остаточного содержания сырой нефти в отделенной пластовой воде, а так же содержания растворенного в сырой нефти газа, количества унесенной попутным нефтяным газом нефти и содержания хлористых солей и механических примесей. Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением преобразователей давления 3051S. Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением преобразователей измерительных 3144 с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0078. СОИ узла реализована на основе комплекса DanPack, имеющего в своем составе систему измерительно-управляющую и противоаварийной автоматической защиты Delta V и четыре контроллера измерительных FloBoss S600+ (один для измерительной линии сырой нефти, один для измерительной линии отделенной пластовой воды, один для измерительной линии попутного нефтяного газа, один - резервный). Пломбирование узла не предусмотрено.
Программное обеспечениеКомплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти. Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОDelta VFloBoss S600+
Номер версии (идентификационный номер) ПО0001-0004-3436App sw 06.23/23 161014
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Не применяетсяНе применяется
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОНе применяетсяНе применяется
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 - Метрологические характеристики системы.
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая средаНефть, попутный газ, пластовая вода
Диапазон измерений расхода измеряемых сред - попутного газа в стандартных условиях, м3/ч - нефти, т/ч - пластовой воды, т/чот 7079 до 144534 от 6,372 до 110,340 от 0,569 до 66,730
Основная относительная погрешность измерений узла, %
- при измерении массы сырой нефти±2,5
- при измерении объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям±5,0
- при измерении массы нетто сырой нефтиНе нормируется
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
Наименование характеристикиЗначение характеристики
Измеряемая средаНефть, попутный газ, пластовая вода
Диапазон температуры измеряемых сред, (Сот +18 до +85
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПаот 4,0 до 6,5
Диапазон плотности измеряемых сред при стандартных условиях, кг/м3: - попутный газ - нефть - водаот 0,75 до 0,85 от 750,0 до 850,0 от 980,0 до 1050,0
Диапазон содержания объемной доли воды, %,от 0 до 100
Содержание свободного газа в измерительных линия нефти и пластовой воды, % объемной доли, не более0,1
Содержание растворенного газа в нефти, м3/м3, не более180
Режим работы узлаНепрерывный
Параметры электропитания
- частота переменного тока, Гц50±0,4
- напряжение переменного тока, В
- потребляемая мощность, кВ∙А, не более20
КомплектностьТаблица 4 - Комплектность поставки*
НаименованиеОбозначениеКоличество
СистемаNC-MBD622101 шт.
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей-1 шт.
Руководство по эксплуатации15039-09-09451 экз.
Методика поверкиМП 0459-09-20161 экз.
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Поверкаосуществляется по документу МП 0459-09-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 8 ноября 2016 г. Основные средства поверки: Государственный первичный эталон единиц массового и объемного расходов жидкости ГЭТ 63-2013 Рабочие эталоны 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости; Государственный первичный эталон единиц объемного и массового расходов газа ГЭТ 118-2013; Эталоны по ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа. 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 системе измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования; ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости; ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа.
ЗаявительEmerson Process Management/Daniel Measurement and Control Inc., США Арес: 11100, Brittmoore Park Drive, Houston, TX 77041 E-mail: DanielCST.Support@Emerson.com
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32 Е-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.