Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Комплексы средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин ТМ КУБ, ГРСИ 36033-13
Номер госреестра:
36033-13
Наименование СИ:
Комплексы средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин
Обозначение типа:
ТМ КУБ
Производитель:
АО "НПФ "ТЕТРАН", г.Томск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
05.12.2022
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49601/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 17
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплексы средств наземного контроля и управления процессом бурения
нефтяных и газовых скважин «ТМ КУБ»
Назначение средства измерений
Комплексы средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и
газовых скважин «ТМ КУБ» (далее - комплексы) предназначены для измерений длины
перемещения талевого блока, силы натяжения каната, уровня бурового раствора, углового
перемещения вала буровой лебедки, давления нагнетания бурового раствора, плотности
бурового раствора, изменения расхода бурового раствора относительно значения, принятого по
команде оператора за нулевое; а также преобразования выходных аналоговых сигналов
постоянного тока первичных измерительных преобразователей при бурении с целью контроля и
регистрации основных технологических параметров процесса бурения на буровых установках
эксплуатационного и глубокого разведочного бурения стволов нефтяных и газовых скважин на
суше.
Описание средства измерений
Принцип работы комплексов заключается в измерении и преобразовании входных
аналоговыхэлектрическихсигналов,поступающихотпервичныхизмерительных
преобразователей, в цифровой код и дальнейшей их программной обработке для получения
значений технологических параметров для представления их на мониторах оператора в виде
таблиц и графиков, отображения в виде линейной шкалы или в виде показаний стрелочным
прибором с круговой шкалой, а также для последующего хранения результатов измерений.
Составными частями комплексов являются каналы измерения, каналы регистрации и
каналы сигнализации.
Каналыизмерениявключаютвсебядатчикиизмеренийсоответствующего
технологического параметра,первичные электронные преобразователиимодули,
устанавливаемые либо в Концентратор (далее - Кнц) либо в Блок управления и сигнализации
(далее - БУС).
Каналы регистрации включают в себя преобразователь входных сигналов постоянного
тока, нормированных в соответствии с ГОСТ 26.011-80, и модули, устанавливаемые в Кнц либо
в БУС.
Каналы регистрации предназначены для совместной работы с технологическими
датчиками (не входят в состав комплекса):
- тока якоря;
- скорости вращения привода ротора;
- ходов насоса;
- уровня;
- загазованности;
- другими первичными датчиками со стандартными токовыми сигналами на выходе.
Вариант комплектования комплекса и состав каналов определяетсядоговором на
поставку, и зависит от схемы расположения оборудования комплекса на буровой установке
заданного типа, исходя из конструктивных особенностей объекта.
Канал измерения «Положение талевого блока» состоит из датчика оборотов (ДО)
(рисунок 1) и электронного модуля.
Принцип действия (работы) канала основан на преобразовании датчиком оборотов
углового перемещения вала буровой лебедки, пропорционального высоте подъема (спуска)
талевого блока (ТБ) относительно стола ротора, в последовательность импульсов. Импульсы с
выхода датчика поступают на вход модуля.
Лист № 2
Всего листов 17
Подсчетчислаимпульсовивычислениезначенийвысотыосуществляет
микроконтроллер электронного модуля, с помощью встроенного программного обеспечения.
Градуировка канала, определяющая зависимость высоты подъема (спуска) талевого блока
относительно стола ротора от количества оборотов барабана буровой лебедки, проводится на
этапе подготовки канала измерения к работе.
В функциональной зависимости, которую применяют при градуировке канала, учтены
параметры талевой системы.
По команде оператора с пульта управления бурильщика (ПУБ) канал измерения
принимает какое-то положение талевого блока за нулевое. При поступлении с датчика
импульсного сигнала, соответствующего угловому перемещению вала барабана буровой
лебедки, канал измерения определяет высоту спуска (подъема) талевого блока относительно
стола ротора и преобразует информацию в двоичный код.
Рисунок 1 - Датчик оборотов
Канал измерения «Уровень бурового раствора»состоит из датчика уровня ДУ
(рисунок 2) и электронного модуля.
Рисунок 2 - Датчики уровня
Принцип действия (работы) канала основан на следящем действии поплавка ДУ,
плавающего на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ее уровнем.
При перемещении поплавка изменяется сопротивление потенциометра ДУ, которое
преобразуется в выходной сигнал постоянного тока. В зависимости от состава канала
измерения, выходной сигнал ДУ далее поступает либо на вход электронного модуля,
установленного в Кнц, либо на один из входов преобразователя ПАК-1 или блока коммутации
и обработки (далее - БКО) (рисунок 3). ПАК-1 и БКО позволяют обрабатывать выходные
сигналы нескольких датчиков уровня и передавать полученные данные в электронный модуль
по одной линии связи с временным разделением.
Лист № 3
Всего листов 17
Рисунок 3 - Блок БКО
бурового раствора» состоит из датчика давления ДД
Канал измерения «Давление
(рисунок 4) и электронного модуля.
Рисунок 4 - Датчик давления
Принцип действия (работы) канала основан на измерении давления бурового раствора
датчиком ДД, находящимся в нагнетательной линии.
На выходе ДД формируется сигнал постоянного тока, пропорциональный давлению в
нагнетательной линии на входе датчика. Сигнал с выхода ДД поступает на вход электронного
модуля, где преобразуется в двоичный код.
Канал измерения «Плотность бурового раствора» состоит из: датчика плотности ДП
(рисунок 5), преобразователя тензометрического ПТ (рисунок 6)и модуля м019-1 или
преобразователя тензометрического цифрового ПТЦ и модуля м017.
ИспользованиепреобразователяПТпозволяетиметьдополнительный
ненормированныйаналоговый сигнал на выходе канала, пропорциональныйплотности
раствора.
Принцип действия (работы) каналаоснован на измерении выталкивающей силы,
действующей на груз датчика плотности, погруженный в буровой раствор. Выталкивающая
сила пропорциональна плотности раствора.
Лист № 4
Всего листов 17
Рисунок 5 - Датчик плотности
Рисунок 6 - Преобразователь ПТ
При погружении груза ДП в раствор, выталкивающая сила изменяет деформацию
упругого элемента силоизмерительного датчика ДП, на выходе ДП появляется сигнал, который
поступает на ПТ, где преобразуется в сигнал постоянного тока. Далее этот сигнал поступает на
вход модуля, где преобразуется в двоичный код.
ПТЦ преобразует выходной сигнал ДП в последовательный двоичный код и передает
его на модуль для преобразования в параллельный двоичный код.
Канал измерения «Изменение расходабурового раствора на выходе» состоит из
датчика изменения расхода бурового раствора ДИР1 (рисунок 7) и электронного модуля м019-1
либо м017-3, или электронного модуля м017 и БКО.
Принцип действия (работы) канала основан на измерении уровня заполнения
безнапорного трубопровода с помощью подвижной лопатки датчика ДИР1, находящейся в
потоке бурового раствора, определении площади поперечного сечения потока раствора,
соответствующего этому уровню, и вычислении изменения этой площади относительно
значения, соответствующего уровню, запомненному по команде оператора.
В вычислениях модуля учтены условия:
- буровой раствор течет по трубе самотеком,
- плотность раствора за период проходки не меняется,
- скорость потока бурового раствора за промежуток времени измерений не меняется,
- расстояние между нижним краем лопатки, в свободно опущенном положении, и
нижней точкой сечения трубы не больше 20 мм.
Лист № 5
Всего листов 17
S
Рисунок 7 - Датчик ДИР1
С датчика ДИР1 выходной сигнал постоянного тока, пропорциональный уровню
раствора, соответствующего углу поворота лопатки ДИР1, поступает на вход электронного
модуля. В перепрограммируемой памяти микроконтроллера модуля помещена таблица,
устанавливающая зависимость высоты подъема лопатки датчика ДИР1 от расчетной площади
поперечного сечения трубопровода. Модуль, по команде оператора, фиксирует площадь
поперечного сечения трубопровода S
о
, заполненную раствором.
При изменении уровня раствора в трубопроводе изменяется и значение сигнала,
пропорционального уровню раствора, соответствующего углу поворота лопатки ДИР1.
Модуль определяет площадь поперечного сечения трубопровода S
к
, заполненную раствором, и
вычисляет изменение расхода по формуле Q
о±к
=
S
ê
-S
o
·100 % .
o
Полученное значение преобразуется и поступает на выход модуля в виде сигнала
двоичного кода.
Канал измерения «Нагрузка на крюке» состоит из:
датчиканатяженияталевогоканатаДНК-3 (рисунок8), преобразователяПТимодулям017-2,
или
датчиканатяженияталевогоканатаДНК-3.1 (рисунок 9), преобразователяПТимодулям019-2.
Рисунок 8 - Датчик ДНК-3
Лист № 6
Всего листов 17
Рисунок 9 - Датчик ДНК-3.1
Принцип действия (работы) канала основан на измерении силы натяжения талевого
каната, на котором закреплен датчик ДНК-3, либо силы, возникающей в механизме крепления
талевого каната, в который встроен датчик ДНК-3.1. Сила, воздействующая на датчик, создает
деформацию его тензорезисторного силоизмерительного элемента.
На выходе датчика появляется сигнал, пропорциональный силе, который поступает на
вход преобразователя ПТ, где преобразуется в сигнал постоянного тока. Электронный модуль,
расположенный в концентраторе, принимает выходной сигнал преобразователя и преобразует
его в двоичный код, соответствующий значению силы натяжения каната.
Информация о значениях силы с выхода электронного модуля поступает на модуль
МК6, где с помощью программного обеспечения модуля преобразуется, с учетом кратности
оснастки талевой системы и конструкции механизма крепления каната буровой установки, в
значения параметра «Нагрузка на крюке».
Канализмерения «Моментнаключе» состоитиз:
датчика натяжения каната ключа ДМК (рисунок 10), преобразователя ПТ и модуля м019-1
или
датчика натяжения каната ключа ДМК, преобразователя ПТЦ и модуля м017.
ИспользованиепреобразователяПТпозволяетиметьдополнительный
ненормированный аналоговый сигнал на выходе канала, пропорциональный силе натяжения
каната ключа.
Рисунок 10 - Датчик ДМК
Принцип действия (работы) канала основан на измерении силы на рычаге ключа через
датчик ДМК. Сила, воздействующая на датчик, создает деформацию тензорезисторного
силоизмерительного элемента ДМК. На выходе датчика появляется сигнал, который поступает
на вход преобразователя ПТ, где преобразуется в сигнал постоянного тока.
Лист № 7
Всего листов 17
ПреобразовательПТЦпреобразуетвыходнойсигналдатчикавсигнал
последовательного двоичного кода.
Вмикроконтроллеремодуляпроведенаградуировкаканала,определяющая
зависимость крутящего момента от силы и длины ключа.
В канале регистрации «Момент на роторе» входные нормированные сигналы
постоянного тока поступают с датчика тока якоря на один из входов модуля м021 либо ПАК-2
(рисунок 11) для преобразования в двоичные коды, соответствующие значениям параметра.
В канале регистрации «Частота вращения ротора» входные нормированные сигналы
постоянного тока поступают с датчика скорости вращения привода ротора на один из входов
модуля м021 либо ПАК-2 для преобразования в двоичные коды, соответствующие значениям
параметра.
Рисунок 11 – Преобразователь ПАК-2
В каналах регистрации «Расход бурового раствора насоса», «Ходы насоса» входные
нормированные сигналы постоянного тока поступают с датчика ходов насосана один из
входов модуля м021 либо ПАК-2 для преобразования в двоичные коды, соответствующие
значениям параметра.
В канале регистрации «Уровень бурового раствора в доливной емкости» входные
нормированные сигналы постоянного тока поступают от бесконтактного датчика уровня на
один из входов модуля м019-1для преобразования вдвоичные коды, соответствующие
значениям параметра.
В канале регистрации «Стандартный токовый сигнал» входные нормированные
сигналы постоянного тока поступают с выхода первичного датчика на один из входов модуля
м019-1 для преобразования в двоичные коды, соответствующие значениям параметра.
В канале регистрации «Концентрация горючих газов» входные нормированные
сигналы постоянного тока поступают от датчика загазованности на один из входов модуля
м019-4 для преобразования в двоичные коды, соответствующие значениям параметра.
В комплексе, с помощью каналов сигнализации «Нагрузка на крюке», «Положение
талевого блока», «Давление бурового раствора», «Концентрация горючих газов», реализована
дополнительная функция: контроль за превышением параметров порогового значения.
Данная функция реализована с помощью встроенного программного обеспечения
модуля МК6, расположенного в Кнц и модуля м20-2, на котором расположены исполнительные
механизмы (реле).
Оператор, с помощью персонального компьютера, устанавливает пороги срабатывания
исполнительного механизма и передает их в модуль МК6 для записи в энергонезависимую
память. Во время работы комплекса, МК6 постоянно сравнивает значения параметра канала
измерения со значением соответствующего порога и, в случае его превышения, выдает команду
на исполнительный механизм.
Лист № 8
Всего листов 17
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) комплекса представлено встроенным
программнымобеспечением(ВПО)микроконтроллеровэлектронныхмодулейи
взаимодействующим с ним внешним ПО.
ВПОявляетсяметрологическизначимойчастьюПО,устанавливаетсяв
энергонезависимую память модулей каналов измерения в производственном цикле на заводе-
изготовителе таким образом, что в процессе эксплуатации доступ к ВПО отсутствует.
Метрологические характеристики каналов измерения нормированы с учетом ВПО.
Внешнее ПО состоит из программ, установленных на персональном компьютере (далее
- ПК), из состава комплекса и программ, установленных на ЭВМ АСУ контейнерного тири-
сторного устройства (далее – КТУ) и операторской панели бурильщика, из состава оборудова-
ния буровой установки.
Компонент внешнего ПО Сервер XRegWinService, установленный на ПК, обеспечивает
trial, обработку и регистрацию данных каналов измерения комплекса в базу данных и явля-
ется метрологически значимым.
Компонент внешнего ПО Клиент XVISION, установленный на ПК,обеспечивает
управление процессом визуализации данных без возможности влияния на результаты измере-
ний, а также содержит инструментальные средства для работы с комплексом и не является
метрологически значимым.
Доступ к компонентам внешнего ПО ограничен паролем.
Пример рабочего окна визуализации данных программы Клиент XVision представлен
на рисунке 12.
Рисунок 12 - Рабочее окно визуализации данных программы Клиент XVision
Компонент внешнего ПО superVfd, установленный на ЭВМ АСУ КТУ, предназначен
для организации передачи данных каналов измерения от аппаратуры комплекса в устройства
АСУ буровой установки и не является метрологически значимым.
Компонент внешнего ПО DcApp, установленный на ЭВМ операторской панели бу-
рильщика, обеспечивает отображение данных, поступающих от каналов комплекса, на монито-
рах операторской панели и не является метрологически значимым.
Рабочие окна - главные кадры программ SuperVfd и DcApp – на рисунках 13 и 14.
Лист № 9
Всего листов 17
Рисунок 13 - Рабочее окно - главный кадр программы SuperVfd
Рисунок 14 - Рабочее окно - главный кадр программы DcApp
Идентификационные данные метрологически значимого компонента программного
обеспечения, контроль целостности и подлинности которого необходим в процессе эксплуата-
ции, и сведения о метрологически значимых компонентах ВПО, приведены в таблице 1.
Лист № 10
Всего листов 17
Таблица 1
НаименованиеИдентификацион- Номер версии Цифровой иденти- Алгоритм вы-
программногоное наименование (идентифика- фикатор программ- числения циф-
обеспечения программногоционный но-ного обеспечениярового
обеспечениямер)(контрольная сумма идентифика-
программного исполняемого кода)тора про-
обеспечения граммного
обеспечения
Встроенное программное обеспечение
м19-1м19-1.hехне присвоенисполняемый код-
М19-3 М19-3.hехне присвоен недоступен-
М19-5 М19-5.hехне присвоен -М20
М20.hехне присвоен -М21
М21.hехне присвоен -Мк6
Мк6.hехне присвоен -
Внешнее программное обеспечение
СерверXRegWinService.ex версия V2.0CRC32:CRC32
XRegWinServicee 169 Kb (173056 71E5F350
байт)
Уровень защиты встроенного программного обеспеченияот непреднамеренных и
преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 – «А».
Уровень защиты метрологически значимого компонента внешнего программного
обеспечения от непреднамеренных и преднамеренныхизменений в соответствии с
МИ 3286-2010 – «С».
Метрологические и технические характеристики
40
±
1,0
±
1,0
Значение
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Канал измерения «Положение талевого блока»:
Верхний предел измерений высоты подъема (спуска) талевого блока, м, не
более
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
Вариация показаний, %
±
1,0
±
1,0
2,5
Канал измерения «Уровень бурового раствора»:
Верхний предел измерений, м, не более
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
Вариация показаний, %
±
1,5
±
1,5
40
Канал измерения «Давление бурового раствора»:
Верхний предел измерений, МПа, не более
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
Вариация показаний, %
Канал измерения «Плотность бурового раствора»:
Диапазон измерений, кг/м
3
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
от 800 до
2200
±
1,0
Канал измерения «Изменение расхода бурового раствора на выходе»:
Диапазон измерений, %
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
Вариация показаний, %
от -100 до
+100
±2,0
±2,0
Лист № 11
Всего листов 17
4500
375
225,5
±
1,0
±
1,0
±
1,0
от 0 до 20
130
от 0 до 20
300
от 0 до 20
60
от 0 до 20
50
от 0 до 20
от 0 до 20
±
25
±
30
Значение
Наименование характеристики
Канал измерения «Нагрузка на крюке»:
Максимальное значение контролируемого параметра, кН, не более
Верхний предел измерений силы натяжения каната (с ДНК-3), кН, не более
Верхний предел измерений силы натяжения каната (с ДНК-3.1), кН, не более
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
Вариация показаний, %
100
Канал измерения «Момент на ключе»:
Верхний предел измерений, кН·м, не более
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерений, %
360
Канал регистрации «Расход бурового раствора насоса»:
Верхний предел регистрации, м
3
/ч, не более
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
Канал регистрации «Ходы насоса»:
Верхний предел регистрации, ход/мин, не более
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
Канал регистрации «Частота вращения ротора»:
Верхний предел регистрации, об/мин, не более
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
3,0
от 0 до 20
Канал регистрации «Момент на роторе»:
Верхний предел регистрации, кН·м, не более
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
Канал регистрации «Уровень бурового раствора в доливной емкости»:
Верхний предел регистрации, м, не более
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
Канал регистрации «Концентрация горючих газов»:
Верхний предел регистрации, % НКПР, не более
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
Канал регистрации «Стандартный токовый сигнал»:
Диапазон преобразования силы постоянного тока, мА
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности каналов
измерения при изменении температуры окружающей среды на каждые 10 °С
от нормальной 20
о
С, % от основной погрешности соответствующего канала
Пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности каналов
измерения при изменении напряжения питания в диапазоне от 187 до 242 В,
% от основной погрешности соответствующего канала
+
22
Значение
(220
-
33
)
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Электропитание Комплекса осуществляется от сети переменного тока:
- напряжением, В
- частотой, Гц
+
(50
-
1)
Лист № 12
Всего листов 17
-
10
Наименование характеристикиЗначение
Габаритные размеры, мм, не более, канала измерения:
- «Положение талевого блока»: датчик оборотов
340
´
100
´
200
- «Уровень бурового раствора»: датчик уровня 190
´
2950
´
190
преобразователь ПАК-1 220
´
180
´
65
блок
БКО
400
´
400
´
120
- «
П
л
от
н
ость
бу
ров
ог
о
раствор
а»
:
да
т
ч
и
к
п
ло
т
нос
т
и
(б
ез
г
руз
а)220
´
220
´
180
преобразователь тензометрический ПТ
250
´
195
´
93
преобразователь тензометрический цифровой ПТЦ
230
´
120
´
90
- «Давление бурового раствора»: датчик давления
100
´
1240
´
155
- «Нагрузка на крюке»: датчик натяжения талевого каната ДНК-3 640×110×300
датчик натяжения талевого каната ДНК-3.1
520
´
212
´
220
преобразователь тензометрический ПТ
250
´
195
´
93
преобразователь тензометрический цифровой ПТЦ
230
´
120
´
90
- «Момент на ключе»: датчик натяжения каната ключа ДМК 600×180×160
- «Изменение расхода бурового раствора на выходе»:
датчик изменения расхода ДИР1140×116×412
каналов регистрации «Момент на роторе», «Частота вращения ротора», «Рас-
ход бурового раствора насоса», «Ходы насоса», «Уровень бурового раствора в
доливной емкости», «Концентрация горючих газов», «Стандартный токовый
сигнал»:
преобразователь ПАК-2
262×170×58
Масса комплекса в упаковке, кг, не более 1200
Оборудование в отапливаемом помещении по гр. В1 ГОСТ Р 52931-2008
эксплуатируется при следующих климатических факторах:
(
2
0
+
15
)
- температура окружающего воздуха, °С
- верхнее значение относительной влажности, %75
Оборудование на открытом воздухе по гр. Д3 ГОСТ Р 52931-2008 эксплуа-
тируется при следующих климатических факторах:от -45 до
- температура окружающего воздуха,
°
С
+50
- верхнее значение относительной влажности при плюс 35
°
С и более низких
температурах, без конденсации влаги, %
95
Средний срок службы, лет, не менее8
Средняя наработка на отказ, ч, не менее 8500
Время непрерывной работы, ч, не менее 24
Количество опрашиваемых адресов устройства КВАДРАТ 63
Диапазон индикации чисел устройства КВАДРАТ от 0 до 9999
Время установления рабочего режима (время прогрева):
- при температуре от минус 45 до 0
0
С, мин 50
- при температуре от 0 до плюс 50
0
С, мин 10
Знак утверждения типа
наносится на табличку на концентраторе и на каждом датчике фотохимическим методом, на
титульные листы эксплуатационных документов типографским способом
Комплектность средства измерений
Комплектность комплекса соответствует таблице 4.
Лист № 13
Всего листов 17
Таблица 4
Обозначение
Наименование
Количество,
шт.
ГТША 2.131.001
ГТША 5.139.003
ГТША 5.139.003-06
ГТША 5.139.006
ГТША 2.426.002
ГТША 2.840.001
ГТША 5.282.004
ГТША 5.282.015
ГТША 5.282.016
ГТША 2.599.002
Celeron -1,7ГГц/
1024Mb/320Gb/RS-232C
Изделия
Концентратор, Кнц
Пульт управления и индикации, ПУИ
Пульт управления и индикации, ПУИ
Пульт сигнализации и индикации, ПСИ
Модуль индикации, МИ-600
Сигнализатор загазованности, СЗП-2К
Коробка распределительная, КРД
Коробка распределительная, КРЛ
Коробка распределительная, КР16
Рабочее место технолога, РМТ
Персональная ЭВМ
4*
2*
2*
2*
8*
1*
2*
2*
1
1
*
Цветной LCD монитор
с диагональю 17”
Источник бесперебойного питания
Монитор
*
*
Принтер
Адаптер дистанционной связи, АДС
Панельный компьютер с сенсорным экраном
*
1
*
Программное обеспечение (компакт-диск)
*
ГТША 5.103.001
Intel-3-2,3ГГц/2Gb/
500Gb/ RS-232C
Сервер XRegWinService,
Клиент XVision
superVfd, DcApp
*
ГТША 5.178.005
ГТША 5.178.029
ГТША 5.121.007
ГТША 5.121.019-02
ГТША 5.121.017-02
1*
1*
1*
1*
1*
ГТША 5.178.025
ГТША 5.121.007
ГТША 5.121.015
1*
1*
1*
ГТША 5.121.019-01
ГТША 5.121.017
1*
1*
ГТША 5.184.001
ГТША 5.121.007
ГТША 5.121.015
.2*
1*
1*
ГТША 5.121.019-01
ГТША 5.121.017
1*
1*
ГТША 5.178.003
ГТША 5.103.002
Программное обеспечение (компакт-диск)
Канал измерения «Нагрузка на крюке»
Датчик натяжения талевого каната, ДНК-3
Датчик натяжения талевого каната, ДНК-3.1
Преобразователь тензометрический, ПТ
Модуль м019-2
Модуль м017-2
Канал измерения «Момент на ключе»
Датчик натяжения каната ключа, ДМК
Преобразователь тензометрический, ПТ
Преобразователь тензометрический цифровой,
ПТЦ
Модуль м019-1
Модуль м017
Канал измерения «Плотность бурового раствора»
Датчик плотности бурового раствора, ДП
Преобразователь тензометрический, ПТ
Преобразователь тензометрический цифровой,
ПТЦ
Модуль м019-1
Модуль м017
Канал измерения «Положение талевого блока»
Датчик оборотов, ДО
Модуль м002
1
1
Лист № 14
Всего листов 17
Обозначение
Наименование
ГТША 5.121.019-05
Количество,
шт.
1
ГТША 5.183.005
ГТША 5.121.019-01
ГТША 5.121.017-01
3*
1*
1*
Модуль м019-5
Канал измерения «Давление бурового раствора»
Датчик давления, ДД
Модуль м019-1
Модуль м017-1
Канал измерения «Уровень бурового раствора»
Датчик уровня, ДУ
7*
ГТША 5.183.003…
ГТША 5.183.003-05
ГТША 3.036.001
ГТША 2.390.001
ГТША 5.121.019-01
ГТША 5.121.017
ГТША 5.121.017-01
1*
1*
1*
1*
1*
ГТША 5.178.011
1
ГТША 5.121.017
ГТША 5.121.017-03
ГТША 5.121.019-1
ГТША 3.036.001
1*
1*
1*
1*
ГТША 3.036.002
ГТША 5.121.021
1*
1*
ГТША 5.121.019-01
1*
ГТША 5.121.019-04
1*
ГТША 5.105.007
ГТША 5.121.020-02
1*
1*
ГТША 4.853.011
ГТША 4.853.015
ГТША 4.853.030
ГТША 4.853.030-01
ГТША 4.853.022
ГТША 4.853.022-01
ГТША 4.853.022-02
ГТША 4.853.017-03
Преобразователь аналог-код, ПАК-1
Блок коммутации и обработки, БКО
Модуль м019-1
Модуль м017
Модуль м017-1
Канал измерения «Изменение расхода бурового
раствора на выходе»
Датчик изменения расхода бурового раствора на
выходе, ДИР1
Модуль м017
Модуль м017-03
Модуль м019-1
Блок коммутации и обработки БКО
Каналы регистрации «Момент на роторе»,
«Частота вращения ротора», «Расход бурового
раствора насоса», «Ходы насоса»
Преобразователь аналог-код, ПАК-2
Модуль м021
Каналы регистрации «Уровень бурового раствора
в доливной емкости», «Стандартный токовый
сигнал»
Модуль м019-1
Канал регистрации «Концентрация горючих
газов»
Модуль м019-4
Каналы сигнализации «Нагрузка на крюке»,
«Положение талевого блока», «Давление
бурового раствора», «Концентрация горючих
газов»
Модуль МК6
Модуль м20-2
Кабели и монтажные части
Кабель 1
Кабель 2
Кабель 7
Кабель 8
Кабель 10
Кабель 11
Кабель 12
Кабель 33
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
Лист № 15
Всего листов 17
Обозначение
Наименование
ГТША 4.853.017-04
ГТША 4.853.017-05
ГТША 4.853.017-06
ГТША 4.853.017-07
ГТША 4.853.017-08
ГТША 4.853.017-09
ГТША 4.853.017-10
ГТША 4.853.017-11
ГТША 4.853.017-12
ГТША 4.853.018
ГТША 4.853.018-01
ГТША 4.853.018-02
ГТША 4.853.018-03
ГТША 4.853.018-06
ГТША 4.853.020
ГТША 4.853.020-01
ГТША 4.853.020-02
ГТША 4.853.020-03
ГТША 4.853.020-04
ГТША 4.853.020-05
ГТША 4.853.020-06
ГТША 4.853.020-07
ГТША 4.853.020-08
ГТША 4.853.020-09
ГТША 4.853.048-05
ГТША 4.853.048-06
ГТША 4.853.024-04
ГТША 4.853.024-05
ГТША 4.853.024-06
ГТША 4.853.024-07
ГТША 4.853.024-08
ГТША 4.853.023
ГТША 4.853.023-01
ГТША 4.853.023-02
ГТША 4.853.023-03
ГТША 4.853.016
ГТША 4.853.024
ГТША 4.853.029
ГТША 4.853.047-01
ГТША 4.853.047-02
ГТША 4.853.047-03
ГТША 4.853.047-04
ГТША 4.853.047-05
ГТША 4.075.005
ГТША 4.075.006
Кабель 34
Кабель 35
Кабель 36
Кабель 37
Кабель 38
Кабель 39
Кабель 40
Кабель 41
Кабель 42
Кабель 50
Кабель 51
Кабель 52
Кабель 53
Кабель 57
Кабель 60
Кабель 61
Кабель 62
Кабель 63
Кабель 64
Кабель 65
Кабель 66
Кабель 67
Кабель 68
Кабель 69
Кабель 75
Кабель 76
Кабель 84
Кабель 85
Кабель 86
Кабель 87
Кабель 88
Кабель 90
Кабель 91
Кабель 92
Кабель 93
Кабель 101
Кабель 110
Кабель 102
Кабель 131
Кабель 132
Кабель 133
Кабель 134
Кабель 135
Комплект монтажных частей
Комплект монтажных частей
Количество,
шт.
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1*
1
1
ГТША 4.075.011
Комплект монтажных частей, КМЧ2
1
Лист № 16
Всего листов 17
ГТША 3.048.001
ОбозначениеНаименованиеКоличество,
шт.
Вспомогательное оборудование
Устройство опроса датчиков по1*
последовательному каналу КВАДРАТ
(Согласно ведомостиКомплект эксплуатационных документов1
ГТША 2.701.001 ВЭ)
ГТША 2.701.001 МПМетодика поверки1
_____________
*
определяется договором на поставку и зависит от схемы расположения оборудования
комплекса на буровой установке заданного типа, исходя из конструктивных особенностей
объекта
Поверка
осуществляется по документу ГТША 2.701.001 МП "Комплексы средств наземного контроля и
управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин «ТМ КУБ». Методика поверки" с
изменением №1, утвержденному ФГУП «СНИИМ» 11.07.2017 г.
Основные средства поверки:
силоизмерительная система СС-50т (регистрационный номер 13646-01), диапазон
измерений (0 - 500) кН; относительная погрешность измерений не более 0,25 %;
лента измерительная металлическая Р5У3Д (регистрационный номер 46391-11),
диапазон измерений до 3000 мм, КТ 3;
счетчик оборотов, Информационная емкость ≥ 99999;
штангенрейсмас типа ШР (регистрационный номер 41059-09), диапазон измерений до
300 мм, пределы допускаемой погрешности измерений ±0,05 мм;
манометр эталонный типа МО (регистрационный номер 43816-10), предел измерений 40
МПа, КТ 0,15;
пикнометр ПЖ-3 (регистрационный номер 40214-08), вместимость не меньше 50 см
3
,
погрешность не больше 5 см
3
;
весы лабораторные ВСТ (регистрационный номер 25393-08), Максимальная нагрузка не
меньше 600 г, КТ 2.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам
средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых
скважин «ТМ КУБ»
ГОСТ 14169-93 Системы наземного контроля процесса бурения нефтяных и газовых
скважин. Общие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 8.021-2015 ГСИ. Государственный первичный эталон и государственная
поверочная схема для средств измерений массы
ГОСТ 8.024-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
плотности
ГОСТ 8.640-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений силы
ГОСТ 8.145-75 ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная
схема для средств измерений объемного расхода жидкости в диапазоне 3·10
-6
- 10 м
3
/с
ГОСТ Р 8.752-2011 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
крутящего момента силы.
Лист № 17
Всего листов 17
ГОСТ 26.011-80 Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения
электрические непрерывные входные и выходные
МИ 2060-90 Рекомендация. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств
измерений длины в диапазоне 1·10
-6
- 50 м и длин волн в диапазоне 0,2 - 50 мкм
ТУ 4318-002-59684175-05 Комплексы средств наземного контроля и управления
процессом бурения нефтяных и газовых скважин "ТМ КУБ". Технические условия
Изготовитель
Акционерное общество Научно-производственная Фирма «ТЕТРАН»
(АО НПФ «ТЕТРАН»)
ИНН 7014054062
Адрес: 634021, г. Томск, пр. Фрунзе, 112
Тел.: (3822) 900-558, факс: (3822) 900-557
E-mail:
Web-сайт:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «СНИИМ»
(ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ»)
Юридический адрес: 630004, г. Новосибирск, пр. Димитрова, 4
Тел.(383) 210-08-14, факс. (383) 210-13-60
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30007-09 от 12.12.2009 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 82350-21 | Система автоматического контроля промышленных выбросов на источниках | КАСХ-1,2, КТО-600 ООО "Криогаз - Высоцк" | Общество с ограниченной ответственностью научно-производственное предприятие "ГКС" (ООО НПП "ГКС"), г. Казань | 1 год | Перейти |
| 62522-15 | Преобразователи силы измерительные | ПСИ-01 | ОАО "НИКТИ средств контроля электронной аппаратуры и изделий электронной техники" (Контрольприбор), г.Пенза | Первичная поверка до ввода в эксплуатацию | Перейти |
| 25147-12 | Комплексы газоаналитические для контроля и учета вредных выбросов | СОВ-1 | ООО "Пламя-Э", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 42694-09 | Системы информационно-измерительные автоматизированные контроля и учета электроэнергии | НЕЙРОН | ООО "Систел Автоматизация", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 76333-19 | Комплексы измерительные | ИВЭ-50 | АО "Предприятие В-1336", г.Пермь | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений