Наименование и тип средства измерений

Место установки

Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Счетчики-расходомеры массовые Micro

Motion мод. CMF400

БИЛ

45115-10

Преобразователи измерительные 644

БИЛ, БИК

14683-09

Термопреобразователи сопротивления платиновые 65

БИЛ, БИК

22257-11

Преобразователи давления измерительные 3051 мод. 3051TG

БИЛ, БИК

14061-10

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 мод. ВСН-2-50-100

БИК

24604-12

Преобразователи плотности жидкости измерительные 7835

БИК

52638-13

Комплексы измерительно-вычислительные

«ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L»)

СОИ

43239-09

Примечание - В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утверждённых типов. Кроме того, в состав блока измерений показателей качества нефти входит расходомер.

Наименование

Обозначение

Количество, экз

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси ДНС Омбинского месторождения

-

1

Инструкция по эксплуатации

-

1

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода, т/ч

от 55 до 545

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды, %, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: - при определении массовой доли воды в лаборатории: от 0 до 5 включ.

±1,0

св. 5 до 15 включ.

±(0,15 ф* + 0,25)

св. 15 до 25 включ.

±(0,075 ф* + 1,375)

- при использовании влагомера сырой нефти: св. 7 до 15 включ.

±(0,15 ф* + 0,25)

св. 15 до 35 включ.

±(0,075 ф* + 1,375)

св. 35 до 55 включ.

±(0,15 ф* - 1,25)

св. 55 до 65 включ.

±(0,3 ф* - 9,5)

св. 65 до 70 включ.

±10

св. 70 до 85 включ

±20

Примечания

1 Расход по одной измерительной линии не превышает 500 т/ч.

2 ф - значение объёмной доли воды в измеряемой среде, %.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных линий

2 (1 рабочая

1 контрольно-резервная)

Характеристики измеряемой среды:

• - температура, °С

• - давление в измерительной линии, МПа

• - плотность обезвоженной дегазированной нефти при температуре +20 °С, кг/м³

• - плотность пластовой воды при температуре +20 °С, кг/м³

• - объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси, %, не более

• - плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м³

от +20 до +60

от 1,2 до 3,8

от 850 до 900 от 1000 до 1010

85

от 0,8 до 1,1

• - объемная доля растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, м³/м³, не более

• - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %, не более

• - массовая концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³, не более

5

0,05

900

Режим работы

непрерывный

Условия эксплуатации:

Температура окружающего воздуха, °С

• - для первичных преобразователей

• - СОИ (ИВК и АРМ оператора)

от +5 до +35 от +18 до +25