Номер по Госреестру СИ: 66652-17
66652-17 Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво
(Нет данных)
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.
Общие сведения
Дата публикации - 07.05.2020
Срок свидетельства -
Номер записи - 158130
ID в реестре СИ - 380530
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации, -,
Производитель
Изготовитель - Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc."
Страна - СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ
Населенный пункт -
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Екатеринбург - четвертый по численности населения город в России, административный центр Свердловской области и Уральского федерального округа.
Екатеринбург - столица Уральского федерального округа, территория которого составляет около 2 млн. км2. На территории находится крупное месторождение нефти и газа, богатые запасы нефти и газа, богатые запасы железных и полиметаллических руд. Крупнейшие металлургические предприятия мира расположены на Урале, благодаря его огромному промышленному и интеллектуальному потенциалу. Екатеринбург экспортирует сырье и продукцию тяжелого машиностроения, а импортирует продукты питания и товары народного потребления. Бизнес и инвестиции в городе очень хорошо развиты.
Екатеринбург, как и вся Свердловская область, находится в часовом поясе, обозначаемом по международному стандарту как Екатеринбургский часовой пояс. Смещение от UTC составляет +5:00. Относительно московского времени часовой пояс имеет постоянное смещение +2 часа. Екатеринбургское время отличается от стандартного на один час, так как в России действует летнее время.
Основанный как город-крепость в 1723 году, Екатеринбург расположен в центральной части Евразийского континента, на границе Европы и Азии, в средней части Уральского хребта, под 56º 51' северной широты, 60º 36' восточной долготы. Город расположен на восточном склоне Уральских гор, в пойме реки Исеть (приток Тобола).
Отчет "Анализ рынка поверки в Екатеринбурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Екатеринбурге.
Площадь Екатеринбурга составляет 114289 гектаров или 1142,89 квадратных километров.
- Расстояние до Москвы - 1667 километров.
- Расстояние до Владивостока - 7635 километров.
- Разница во времени с Москвой составляет плюс 2 часа.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Статистика
Кол-во поверок - 3
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений - 3
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 2016
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№247 от 2017.02.13 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc."
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
20054-12 18.05.2017 |
Установки поверочные трубопоршневые двунаправленные, Нет данных Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
1 год - для передвижных (мобильных); 2 года - для стационарных |
|
27778-04 01.11.2009 |
Установки поверочные, CP, CP-M Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
1 год | |
|
27778-09 01.01.2015 |
Установки поверочные, CP, CP-M Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
1 год - для передвижных (мобильных); 2 года - для стационарных |
|
27778-15 25.11.2024 |
Установки поверочные, СР, СР-М Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ МП |
1 год - для передвижных; 2 года - для стационарных |
|
28192-04 01.12.2009 |
Преобразователи расхода газа ультразвуковые с электронными модулями, JuniorSonic (преобразователи), Mark III (модули) Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
3 года | |
|
28193-04 01.12.2009 |
Преобразователи расхода газа ультразвуковые с электронными модулями, SeniorSonic (преобразователи), Mark III или Mark II DFI (модули) Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
3 года | |
|
32712-12 30.11.2017 |
Расходомеры жидкости турбинные, 1200, 1500 Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
1 год |
|
37315-08 |
Установка поверочная, CP-M-lt Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
2 года |
|
38665-08 01.10.2013 |
Преобразователи расхода ультразвуковые, Daniel мод. 3804 Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
3 года |
|
43212-09 01.01.2015 |
Преобразователи расхода газа ультразвуковые с электронными модулями, SeniorSonic и JuniorSonic (преобразователи) Mark (модули) Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
4 года |
|
49887-12 |
Система измерений количества газа МЛСП имени Ю. Корчагина ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", Нет данных Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
2 года |
|
51047-12 29.08.2017 |
Преобразователи расхода ультразвуковые, 3812 и 3814 Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ |
1 год - мод. 3812, 2 года - мод. 3814 |
|
65190-16 |
Система измерений количества газа морской ледостойкой стационарной платформы имени Ю. Корчагина ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть", Нет данных Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ МП |
2 года |
|
66652-17 |
Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво, Нет данных Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ МП |
4 года |
|
73078-18 |
Установка поверочная трубопоршневая двунаправленная, Нет данных Фирма "Emerson Process Management / Daniel Measurement and Control Inc." (СОЕДИНЕННЫЕ ШТАТЫ ) |
ОТ МП |
2 года |
Отчёт «MM_3. Динамика наполнения реестра аттестованных методик измерений (МВИ, ФГИС «Аршин»)» показывает, как меняется реестр во времени начиная с 2020 года. Визуализируются месячные объёмы публикаций и их кумулятивный итог, распределение по статусам, сравнение темпов текущего года с прошлым (YTD vs LYTD по ISO-неделям), а также сезонность и всплески активности.
Помимо общего потока, отчёт отслеживает появление новых участников: разработчиков и аттестующих организаций. Показаны наиболее распространённые «виды измерений», средний лаг от даты свидетельства до публикации, доля карточек с контактами и заполненность ключевых полей (величина, пределы, погрешность). Отдельно рассчитывается доля дубликатов реестровых номеров — индикатор качества данных.
Все метрики строятся напрямую из таблицы foei_mi_flat при каждом открытии страницы. Графики интерактивные: можно наводить для подсказок и выгружать данные/изображения. Рекомендуем сопоставлять линии YTD/LYTD и следить за трендами по организациям и видам измерений, чтобы вовремя замечать ускорения, «тихие» периоды и узкие места в процессе публикаций.
Кто поверяет Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2025 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» (RA.RU.311285) | РСТ | 1 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФГУП "ВНИИР" (74) | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФГУП "ВНИИМ ИМ. Д.И.МЕНДЕЛЕЕВА" (RA.RU.311541) | РСТ | 1 | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 | 0 | 1 |
Стоимость поверки Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
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 | |
|
Delta V |
FloBoss S600+ | |
|
Идентификационное наименование ПО |
Delta V |
FloBoss S600+ |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
0001-0004-3436 |
App sw 06.23/23 161014 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Не применяется |
Не применяется |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Не применяется |
Не 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»
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.
Сведения о методиках измерений
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 и технические документы
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0459-09-2016 «Инструкция. ГСИ. Система измерений попутного нефтяного газа, нефти и воды на базе трехфазного тестового сепаратора NC-MBD62210 месторождения Северное Чайво. Методика поверки», 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;
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.
Изготовитель
Emerson Process Management/Daniel Measurement and Control Inc., США
Арес: 11100, Brittmoore Park Drive, Houston, TX 77041
E-mail: DanielCST.Support@Emerson.com
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: info.ru@emerson.com
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский 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: office@vniir.org
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 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 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.
Таблица 4 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
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. | ||
Таблица 2 - Метрологические характеристики системы.
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики | |
|
Измеряемая среда |
Нефть, попутный газ, пластовая вода | |
|
Диапазон измерений расхода измеряемых ср3 ед
|
от 7079 до 144534 от 6,372 до 110,340 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 стандартным условиям |
±5,0 | |
|
- при измерении массы нетто сырой нефти |
Не нормируется | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики системы
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть, попутный газ, пластовая вода |
|
Диапазон температуры измеряемых сред, °С |
от +18 до +85 |
|
Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа |
от 4,0 до 6,5 |
|
Диапазон плотности измеряемых сред при стандартных условиях, кг/м3:
|
от 0,75 до 0,85 от 750,0 до 850,0 от 980,0 до 1050,0 |
|
Диапазон содержания объемной доли воды, %, |
от 0 до 100 |
|
Содержание свободного газа в измерительных линия нефти и пластовой воды, % объемной доли, не более |
0,1 |
|
Содержание растворенного газа в нефти, м3/м3, не более |
180 |
|
Режим работы узла |
Непрерывный |
|
Параметры электропитания | |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±0,4 |
|
- напряжение переменного тока, В |
380+10/220-10 |
|
- потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |