Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво Нет данных, ГРСИ 66652-17
Номер госреестра:
66652-17
Наименование СИ:
Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc.", США
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ NC-MBD62210
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65164
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного
тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво
Назначение средства измерений
Система 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.
Описание средства измерений
Система 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
примесейизмеряются вхимико-аналитическойлабораториипоотобраннымпробам
измеряемой среды и вводится в СОИ в качестве условно-постоянных величин.
Лист № 2
Всего листов 4
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 обеспечение
Комплекс 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)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
Delta VFloBoss S600+
Delta VFloBoss S600+
0001-0004-3436App sw 06.23/23
161014
Не применяетсяНе применяется
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма исполняемого кода)
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Не 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 характеристики
Наименование характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы.
Значение
характеристики
Измеряемая средаНефть, попутный газ,
пластовая вода
Диапазон измерений расхода измеряемых сред
- попутного газа в стандартных условиях, м
3
/ч от 7079 до 144534
- нефти, т/ч от 6,372 до 110,340
- пластовой воды, т/ч 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±5,0
стандартным условиям
- при измерении массы нетто сырой нефтиНе нормируется
Лист № 3
Всего листов 4
Наименование характеристики
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
Измеряемая среда
Значение
характеристики
Нефть, попутный газ,
пластовая вода
от +18 до +85
от 4,0 до 6,5
от 0,75 до 0,85
от 750,0 до 850,0
от 980,0 до 1050,0
от 0 до 100
0,1
180
Непрерывный
Диапазон температуры измеряемых сред,
°
С
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа
Диапазон плотности измеряемых сред при стандартных
условиях, кг/м
3
:
- попутный газ
- нефть
- вода
Диапазон содержания объемной доли воды, %,
Содержание свободного газа в измерительных линия нефти и
пластовой воды, % объемной доли, не более
Содержание растворенного газа в нефти, м
3
/м
3
, не более
Режим работы узла
Параметры электропитания
- частота переменного тока, Гц
- напряжение переменного тока, В
+
10
+
1
0
- потребляемая мощность, кВ∙А, не более
50±0,4
380
-
15
/ 220
-
1
5
20
Знак утверждения типа
наносится иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта,
с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность поставки*
НаименованиеОбозначениеКоличество
Система NC-MBD62210 1 шт.
Комплект запасных частей,
инструментов и принадлежностей-1 шт.
Руководство по эксплуатации 15039-09-0945 1 экз.
Методика поверки МП 0459-09-2016 1 экз.
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Поверка
осуществляется по документу МП 0459-09-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений
попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора
NC-MBD62210месторожденияСеверноеЧайво.Методикаповерки»,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;
Лист № 4
Всего листов 4
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.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и
нефтяного газа. Узел раздельного учета попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе
трехфазного тестового сепаратора месторождения Северное Чайво. Методика измерений»
(Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/309-16 от 03 февраля 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)
Нормативные 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.
Изготовитель
Emerson Process Management/Daniel Measurement and Control Inc., США
Арес: 11100, Brittmoore Park Drive, Houston, TX 77041
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Эмерсон» (ООО «Эмерсон»)
Юридический адрес: РФ, 115114, г. Москва, ул. Летниковская, д.10 стр. 2, 5 этаж
Почтовый адрес: РФ, 693020, г. Южно-Сахалинск, ул. Амурская, д. 88, этаж 7
Тел.: (495) 9 819 811
Факс: (495) 9 819 810
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
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:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 52006-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Юго - Восточной ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Воронежской области ТП "Отрожка" (2-я очередь) | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 55695-13 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 241 ТПП "ТатРИТЭКнефть" ОАО "РИТЭК" | Нет данных | ОАО "Нефтеавтоматика", г.Уфа | 1 год | Перейти |
| 41315-09 | Расходомеры трехкомпонентных газожидкостных потоков природного газа | РГЖ-001-02 | ФГУП "ФНПЦ НИИ измерительных систем им.Ю.Е.Седакова", г.Нижний Новгород | 2 года | Перейти |
| 26188-03 | Счетчики нефти и нефтепродуктов | РАТОН | ООО "Торговый дом "Нефтеавтоматика", г.Бугульма | 1 год | Перейти |
| 72747-18 | Системы измерений передачи данных | Cisco ASR 1000 | Фирма "Cisco Systems, Inc.", США | 2 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений