70274-18: Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 70274-18
Производитель / заявитель: ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа
Скачать
70274-18: Описание типа СИ Скачать 79.1 КБ
70274-18: Методика поверки МП 0642-9-2017 Скачать 2.8 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (далее -система) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе пластовой воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа сепарационным методом.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 70274-18
Наименование Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП "Приразломная"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

ООО "НПП "ОЗНА-Инжиниринг", г.Уфа

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 3
Найдено поверителей 2
Успешных поверок (СИ пригодно) 3 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

70274-18: Описание типа СИ Скачать 79.1 КБ
70274-18: Методика поверки МП 0642-9-2017 Скачать 2.8 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (далее -система) предназначены для автоматического измерения дебита нефтегазодобывающей скважины или группы нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, массе сырой нефти за вычетом массы воды, массе пластовой воды, массе нетто нефти и объему попутного нефтяного газа сепарационным методом.

Описание

Система является средством измерений единичного экземпляра.

Принцип действия системы 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 поступает в измерительную линию попутного нефтяного газа.

Массовый расход и масса сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion (модификации CMF 300).

Массовый расход и масса отделенной пластовой воды измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика-расходомеров массового Micro Motion (модификации CMF 300).

Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением счетчика газа КТМ600РУС. Приведение измеренного объема попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе обработки информации (СОИ) системы.

Остаточное содержание воды в сырой нефти измеряется:

а) в химико-аналитической лаборатории по отобранном пробам, и соответствующие значения вводятся в СОИ системы в качестве условно-постоянных величин;

б) косвенным методом динамических измерений на основе измеренных с применением счетчика-расходомера массового Micro Motion значений плотности сырой нефти в рабочих условиях;

в) прямым методом динамических измерений с применением влагомера поточного ВСН-АТ (модификации ВСН-АТ.100.040.ПТ-010)

Количество остаточного растворенного газа в сырой нефти определяется по аттестованной методике измерений с применением статистических и экспериментальных данных и вводятся в СОИ в качестве условно-постоянных величин или зависимостей.

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 измеряется косвенным методом динамических измерений на основе измеренных значений массового расхода 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 и содержания хлористых солей и механических примесей в измеряемой среде.

Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением преобразователей давления 3051.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением преобразователей измерительных 644 с термопреобразователями сопротивления Rosemount 0065.

СО И системы реализована на основе системы управления модульной B&R X20 с резервным процессором, вычислителя расхода газа УВП-280А.01 и автоматизированного рабочего места оператора.

Пломбирование системы 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)

Значение

Идентификационное наименование ПО

АСУДС.00.001

Номер версии (идентификационный номер) ПО

l.xxxxxx*

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

yyyy**.1C87

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC16

Примечание:

хххххх - номер подверсии из шести десятичных цифр - идентификатор для поиска исходных текстов сборки в автоматизированной системе контроля версий Subversion, используемой производителем, может быть любым;

УУУУ — служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым.

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»

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики установок, в том числе показатели точности, приведены в таблицах 2 - 4.

Таблица 2 - Метрологические характеристики системы

Характеристика

Значение

ИЛ сырой нефти

Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПа

от 0,7 до 1,1

Диапазон расхода сырой нефти, т/ч

от 8,2 до 136,0

ИЛ пластовой воды

Диапазон избыточного давления на входе в ИЛ, МПа

от 0,7 до 1,1

Диапазон расхода пластовой воды, т/ч

от 6,8 до 136,0

ИЛ свободного попутного нефтяного газа (Г

НГ)

Диапазон абсолютного давления на входе в ИЛ, МПа

от 0,8 до 1,2

Диапазон объемного расхода свободного ПНГ в стандартных условиях, м3/ч

от 1100 до 20000

Продолжение таблицы 2

Пределы допускаемой относительной погрешности п

ри измерении

Массового расхода и массы сырой нефти, %

±2,5

Массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, %

- при содержании объемной доли воды от 0 до 70 % включ.

±6,0

- при содержании объемной доли воды св. 70 до 95 %

±15,0

- при содержании объемной доли воды св. 95 %

Не нормируется

Объемного расхода и объема ПНГ, приведенного к стандартным условиям, %

±5,0

Массы нетто нефти: не нормируется, определяется в соответствии с Методикой измерений для каждого измерения

Массы воды , %

- при содержании объемной доли воды от 0 до 70 % включ.

±5,0 %

- при содержании объемной доли воды св. 70 до 95 %

±3,0 %

- при содержании объемной доли воды св. 95 %

±2,5 %

Таблица 2а - Основные технические характеристики системы

Наименование показателя

Значение

Температура измеряемой среды, °С - минимальная - максимальная

+38

+60

Диапазон плотности сырой нефти при +20 °С, кг/м3

от 900 до 964

Вязкость кинематическая сырой нефти при +20 °С, сСт

не более 40

Диапазон содержания массовой доли воды в сырой нефти*, %

от 0,01 до 5,00

Диапазон плотности пластовой воды, кг/м3

от 1020 до 1050

Вязкость кинематическая пластовой воды, сСт

не более 1,0

* Содержание массовой доли воды в сырой нефти в ИЛ сырой нефти, т.е., в жидкости прошедшей трехкомпонентную сепарацию в сепарационной емкости.

Таблица 3 - Параметры электропитания системы.

Наименование показателя

Значение

Род тока

Переменный

Напряжение, В

240+6%

^^и-10%

Частота тока, Гц

50±1

Потребляемая мощность, кВ А, не более

3,45

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульные листы руководства по эксплуатации и паспорта системы, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная»

-

1 шт.

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) 1)

-

Согласно паспорту

Продолжение таблицы 4

Наименование

Обозначение

Количество

Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» Паспорт

ОИ 340.00.00.00.000 ПС

Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» Руководство по эксплуатации

ОИ 340.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Методика поверки

МП 0642-9-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 0642-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Система автоматизированная учета дебита скважин МЛСП «Приразломная». Методика поверки», утвержденному «ФГУП ВНИИР» 20.10.2017 г.

Основные средства поверки:

- рабочие эталоны по ГОСТ 8.142-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового и объемного расхода (массы и объема) жидкости»;

- рабочие эталоны по ГОСТ Р 8.618-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа»;

- рабочие эталоны по ГОСТ 8.614-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов».

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением автоматизированной системы учета дебита скважин МЛСП «Приразломная» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/12909-17 от «18» августа 2017).

Нормативные документы

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 15 марта 2016 г. № 179 Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений

ОИ 340.00.00.00.000. Автоматизированная система учета дебита скважин МЛСП «Приразломная». Технический проект

Смотрите также

70275-18
E16 Контроллеры частоты вращения турбины
Фирма "Braun GmbH Industrie-Elektronik", Германия
Контроллеры частоты вращения турбины E16 (далее по тексту - контроллеры E16) предназначены для измерения частоты вращения валов различных агрегатов и формирования управляющих сигналов по алгоритму защиты «2 из 3» для обеспечения их безопасной эксплуа...
70276-18
ALI RIZA USTA Полуприцеп-цистерна
Фирма "ALI RIZA USTA TANKER SAN. VE TIC. Ltd. STI", Турция
Полуприцеп-цистерна ALI RIZA USTA является транспортной мерой полной вместимости и предназначена для транспортирования и кратковременного хранения нефтепродуктов плотностью от 700 до 860 кг/м .
70277-18
4308П-10 Весы платформенные
ПАО "Новолипецкий металлургический комбинат" (НЛМК), г.Липецк
Весы платформенные 4308П-10 (далее - весы) предназначены для статического измерения массы пачек металла на предприятии ПАО «НЛМК», г. Липецк.
Анализаторы качества электрической энергии EPPE CX, EPPE PX (далее по тексту -анализаторы) предназначены для измерения, регистрации и анализа показателей качества электрической энергии, а также для измерений силы и напряжения постоянного и переменног...
70279-18
SHERLOG CRX Системы регистрации отказов
Фирма "KoCoS Messtechnik AG", Германия
Системы регистрации отказов SHERLOG CRX (далее по тексту - системы) предназначены для измерений силы и напряжения постоянного и переменного тока, регистрации, хранения и анализа информации о стационарных и переходных процессах, предшествующих и сопут...