Номер гос-реестра

Наименование

Назначение

Место расположения

Технические характеристики

15201-11

Расходомер массовый

Promass 40E50-2430/0 40E50-

AD6SACB1A4BA+Z1

Прямое измерение массового расхода нефтяного газа

Система измерения количества попутного нефтяного газа

DN 80, PN 40

Qmin=3,1 нм³/₃ч

Qmax=45,0 нм³/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ± 0,5 %

15201-11

Расходомер массовый

Promass 83F1F-

5A30/0

83F1F-

AD6SAA41AEAA+Z1

прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти

Измерительная линия нефти №1

DN 150, PN 40

Qmin= 30 т/ч

Qmax= 185 т/ч

Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,25 %.

Номер госреестра

Наименование

Назначение

Место распо

ложения

Технические характеристики

15201-11

Расходомер массовый Promass 83F1F-5A30/0 83F1F-AD6SAA41AEAA+Z 1

прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти

Измерительная линия нефти №2

DN 150, PN 40

Qmin=30 т/ч Qmax=185 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,20 %.

24604-12

Влагомер нефти пол

нопоточный BCH-

2ПП-100

измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти

Линия качества БИК

DN 150, PN 40

Диапазон измерения влагосодержа-ния от 0 до 100 %.

Предел допускаемой абсолютной погрешности:

• - 1,0 % (при содержании воды до 70 %);

• - 1,5 % (при содержании воды от 70 до 100 %).

41560-09

Преобразователь давления Cerabar S PMP 71-5AA1S211NAAA

Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа

Сепаратор

НГС, измерительная линия нефти №1,2, СИКГ.

Диапазон измерений - (0 - 4) МПа, предел допускаемой основной погрешности не более ±0,075 %, выходной сигнал - (4-20) мА SIL HART, взрывозащита - ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb

41560-09

Преобразователь разности давлений Deltabar S PMD75-5AA7H212CAA

Измерение перепада давления

Фильтры

Ф101, Ф102

Диапазон измерений - (0-300) кПа, предел допускаемой основной погрешности - не более ± 0,5 %, выходной сигнал - (4-20) мА SIL HART, взрывозащита - ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb

37416-08

ИВК «ЗОДИАК»

Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема, массы нефти и газа

Входит в со

став СОИ

Допускаемая относительная погрешность преобразования электрического сигнала и вычисление объема и массы нефти и газа равна ± 0,05 %

Номер гос-реестра

Наименование

Назначение

Место расположения

Технические характеристики

53902-13

Манометр МПТИ

Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа

Коллекторы

БТ, измерительная линия газа №1, изме-рительн. линии нефти №1,2, сепаратор, фильтры

Диапазон измерений от 0 до 10 кгс/см², класс точности 0,6, присоединением к процессу - наружная резьба М20х1,5, радиальный, диаметр корпуса 160 мм, температура окружающей среды от минус 50 до плюс 60 °C, IP53.

50519-12

Термопреобразователь универсальный с термозондом ТПУ 0304

Измерение температуры воздуха

БТ, БА

Вид взрывозащиты -1ExdIICT5; предел допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25 %; диапазон преобразуемых температур от минус 50 до плюс 200 °С; выходной сигнал (4-20) мА

42890-09

Датчик температуры

Omnigrad S TR63

Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа

Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти

Вид взрывозащиты -ATEX II 2 GD Ex d IIC; класс АА; НСХ: Pt100;

предел допускаемой основной приведенной погрешности ±0,15%; диапазон преобразуемых температур от плюс 50 до плюс 250 °С

303-91

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа

Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти

Диапазон измерений -от 0 до плюс 55 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С, цена деления - 0,1 °С, длина термометра 530 мм, диаметр 11 мм

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть сырая

Количество измерительных линий, шт.

1 рабочая,

1 резервноконтрольная

Количество измерительных газовых линий, шт.

1 рабочая

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 30 до 185

Кинематическая вязкость, мм²/с (сСт), не более

180

Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти, кг/м³

от 860 до 980

Диапазон плотности сырой нефти при 20 ⁰С, кг/м³

от 880 до 1150

Плотность пластовой воды при 20⁰С, кг/м³

от 1050 до 1180

Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м³

• - минимальная

• - максимальная

1,25

1,52

Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

• - при проведении измерений

• - при проведении поверки и контроля метрологических характеристик

0,2

0,4

Давление измеряемой среды, МПа, не более

4,0

Диапазон температуры измеряемой среды, °С

от 5 до 50

Объемная доля воды, %

• - минимальная

• - максимальная

50

95

Давление насыщения нефти, МПа

от 4,2 до 7,3

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более

20000

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,2

Содержание свободного газа

отсутствует

Режим работы системы

непрерывный

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, %

± 0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нефти, %:

при содержании воды от 50 до 70% от 70 до 85%

от 85 до 95%

± 6,0

± 15,0

± 45,0

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %:

± 5,0

Напряжение питания, В трехфазное двухфазное

380

220

Частота, Гц

50

Условия эксплуатации системы:

- температура окружающего воздуха, °С

от минус 47 до плюс 50

- относительная влажность окружающего воздуха, %

86

- атмосферное давление, кПа

101,3