Система измерений количества и показателей качества нефти ДНС №11 Южно-Покачевского месторождения ТПП "Лангепаснефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
| Номер в ГРСИ РФ: | 38639-08 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "КогалымНИПИнефть", г.Когалым |
| 38639-08: Описание типа СИ | Скачать | 230.1 КБ |
Для измерения массы нефти, добытой ТПП "Лангепаснефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь". Измерение массы нефти осуществляется в соответствии с методикой выполнения измерений, аттестованной ФГУП "ВНИИМ им Д.И. Менделеева".
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 38639-08 |
| Наименование | Система измерений количества и показателей качества нефти ДНС №11 Южно-Покачевского месторождения ТПП "Лангепаснефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" |
| Технические условия на выпуск | тех.документация ООО |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2008 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМ |
| Адрес центра | 198005, г.С.-Петербург, Московский пр., 19 |
| Руководитель центра | Ханов Николай Иванович |
| Телефон | (8*812) 251-76-01 |
| Факс | 113-01-14 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 32728 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 09д3 от 11.09.08 п.84 |
Производитель / Заявитель
ООО "КогалымНИПИнефть", г.Когалым
Россия
626481, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ- Югра, ул.Дружбы народов 15, тел/факс (34667) 2-78-22
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 242-0707-2008 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 38639-08: Описание типа СИ | Скачать | 230.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система измерений количества и показателей качества нефти (далее СИКН) ДНС № 11 Южно-Покачевского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» предназначена для измерения массы нефти, добытой ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
Измерение массы нефти осуществляется в соответствии с методикой выполнения измерений, аттестованной ФГУП «ВНИИМ им Д.И. Менделеева».
Описание
Метод основан на автоматическом измерении массы нефти прямым методом динамических измерений с применением массовых расходомеров.
СИКН состоит из следующих основных блоков и комплексов:
- блок измерительных линий (далее - БИЛ);
- блок измерений показателей качества нефти (далее - БИК);
- система обработки информации (далее - СОИ).
Средства измерений, входящие в состав СИКН и подлежащие поверке, зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений и приведены в таблице 1.
Алгоритмы и программное обеспечение СИКН обеспечивают расчет массы брутто и массы нетто нефти, расчет плотности нефти в рабочих и стандартных условиях в полном соответствии с нормативными документами, ГОСТ Р 8.595, «Инструкцией по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденной приказом № 69 по Минпромэнерго от 31.03.2005 .
Технические характеристики
|
Диапазон измерений массового расхода нефти, т/ч |
от 5 до 180 |
|
Диапазон измерений избыточного давления, МПа |
от 0 до 6,0 |
|
Диапазон измерений температуры, °C Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти, % Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % Пределы допускаемой погрешности измерения избыточного давления, % Пределы допускаемой погрешности измерения температуры, °C Основные параметры рабочей среды: |
от 0 до плюс 60 ±0,25 ±0,35 ±0,5 ±0,2 |
|
- рабочее давление нефти, МПа - температура (мин. ... макс.), °C плотность (мин. ... макс.) при рабочих условиях, кг/м3 вязкость кинематическая при 20 °C, мм2/с массовая доля воды, % Условия эксплуатации температура, °C относительная влажность % Параметры электропитания: |
от 0,4 до 2,55 от плюс 20 до плюс 60 от 820 до 850 от 7,0 до 12,0 не более 1,0 от плюс 5 до плюс 40 от 50 до 80 |
|
напряжение, В |
323...418, 3 фазы 187...242, 1 фаза |
|
потребляемая мощность, кВА |
не более 5 |
Таблица 1. Средства измерений, входящие в состав СИКН
|
№ п/п |
Наименование |
№ по Госреестру СИ |
К-во |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1. |
Блок измерительных линий (БИЛ) | ||
|
1.1. |
Расходомеры массовые “Promass” |
15201-07 |
2 |
|
1.2. |
Измерительные преобразователи расходомеров массовых 83F |
15201-07 |
2 |
|
1.3. |
Датчики давления Метран-100-Ех-ДИ |
22235-01 |
2 |
|
1.4. |
Преобразователи измерительные 248 |
28034-05 |
2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1.5. |
Датчики температуры 248 |
28033-05 |
2 |
|
1.6. |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
303-91 |
2 |
|
1.7. |
Манометр МТИ |
1844-63 |
2 |
|
2. |
Блок измерений показаний качества | ||
|
нефти (БИК) | |||
|
2.1. |
Влагомер нефти поточный УДВН-1ПМ |
14557-05 |
2 |
|
2.2. |
Преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835В |
15644-06 |
2 |
|
2.3 |
Датчик давления Метран-100-Ех-ДИ |
22235-01 |
1 |
|
2.4. |
Преобразователи измерительные 248 |
28034-05 |
1 |
|
2.5. |
Датчики температуры 248 |
28033-05 |
1 |
|
2.6. |
Счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш; Ру=6,3 МПа; |
26776-04 |
1 |
|
2.7. |
Блок обработки данных VEGA-03 |
20498-00 |
1 |
|
2.8. |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
303-91 |
1 |
|
2.9. |
Манометр МТИ |
1844-63 |
1 |
|
3. |
Система сбора и обработки информации | ||
|
3.1. |
Станция управления СИКН в составе: |
1 | |
|
3.1.1. |
Устройство измерения параметров жидкости и газа Solartron 7951 |
15645-06 |
1 |
|
3.1.2. |
Автоматизированное место оператора |
1 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации.
Комплектность
|
Блок измерительных линий |
1 |
|
Блок измерения показаний качества нефти |
1 |
|
Система обработки информации |
1 |
|
Комплект ЗИП |
1 |
|
Комплект монтажных частей |
1 |
|
Эксплуатационная документация |
1 |
|
Методика поверки МП 242-0707-2008 |
1 |
Поверка
Поверка СИКН проводится в соответствии с методикой поверки МП 242-0707-2008 «Система измерений количества и показателей качества нефти ДНС №11 Южно-Покачевского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в мае 2008 г.
Основные средства поверки: в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав СИКН.
Межповерочный интервал - 1 год.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкостей»
2. ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Основные требования к методикам выполнения измерений»
3. «Рекомендация по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденная приказом № 69 по Минпромэнерго от 31.03.2005
4. Техническая документация фирмы-изготовителя
Заключение
Тип системы измерений количества и показателей качества нефти ДНС № 11 Южно-Покачевского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», зав. № 11 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации согласно Государственной поверочной схеме.
Разрешение Госгортехнадзора на применение от 23 августа 2007 г. № РРС 00-25946.
Разрешение Госгортехнадзора на применение от 17 ноября 2005 г. № РРС 00-18673
Разрешение Госгортехнадзора на применение от 01 февраля 2006 г. № РРС 00-19508
Разрешение Госгортехнадзора на применение от 01 декабря 2006 г. № РРС 00-22990
Разрешение Госгортехнадзора на применение от 03 марта 2006 г. № РРС 00-19845
Смотрите также
