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
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево - Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть" Нет данных, ГРСИ 58523-14
Номер госреестра:
58523-14
Наименование СИ:
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево - Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Татинтек", г.Альметьевск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 56844
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево – Салаушского месторо-
ждения НГДУ "Прикамнефть"
Назначение средства измерений
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево – Салаушского месторождения
НГДУ "Прикамнефть" (далее – СИБМ) предназначена для непрерывного автоматизированного
измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкост-
ной смеси, транспортируемой с Азево-Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть».
Описание средства измерений
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 001) и спроектирован
блок сепарации нефтегазовой смеси с двумя фильтрами и с газовой измерительной
технологический блок;
для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовле-
ния. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в со-
ответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами ее компонентов.
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических
измерений массы сырой нефти, реализованного с помощью расходомеров-счетчиков массовых.
Массу нетто сырой нефти вычисляют, как разность массы сырой нефти и массы балласта. Мас-су
балласта определяют расчетным путем, используя результаты измерений массовой доли ме-
ханических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, опреде-
ленных в отобранных из измерительных линий пробах в аккредитованной аналитической лабо-
ратории. Определение объема отсепарированного попутного свободного нефтяного газа выпол-
няют косвенным методом динамических измерений по результатам измерения массового рас-
хода газа и результатов измерения плотности газа в аналитической лаборатории. Вычисление
массы нетто сырой нефти и объема попутного свободного газа выполняется комплексом изме-
рительно-вычилительным «ЗОДИАК».
СИБМ состоит из законченных блоков и трех измерительных линий:
·
линией;
·
·
блока автоматики;
·
блок измерительных линий нефти: одна - рабочая, другая - резервная.
Конструктивно СИБМ спроектирован в виде блок-бокса и отдельно смонтированной
рамы уличного исполнения с размещенными на ней нефтегазовым сепаратором и trial фильт-
рами (см. рисунок 1). В технологической части блока-бокса размещены входной коллектор
нефти и газа, измерительные линии нефти, линия качества, газовая линия и выходной коллек-
тор газонефтяной смеси. В блок-боксе также размещены составные элементы блока автомати-
ки: силовой шкаф, шкаф с вторичной аппаратурой средств измерений, контроля, управления и
системы сбора, обработки информации (СОИ).
Лист № 2
Всего листов 8
Рисунок 1 - Общий вид СИБМ
Перечень, назначение, краткие основные технические (в том числе метрологические)
характеристики и номера госреестра средств измерений СИБМ представлены в таблице 1.
Т а б л и ц а 1
15201-11
Расходомер массовый
Promass 40E50-2430/0
40E50-
AD6SACB1A4BA+Z1
Прямое измере-
ние массового
расхода нефтяно-
го газа
Система измере-
ния количества
попутного нефтя-
ного газа
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
Номер гос-
реестра
Наименование
Назначение
Место расположе-
ния
Технические характери-
стики
DN 80, PN 40
Q
min
=3,1 нм
3
/ч
Q
max
=45,0 нм
3
/ч
Пределы допускаемой
относительной по-
грешности в диапазо-
не расхода
±
0,5 %
DN 150, PN 40
Q
min
= 30 т/ч
Q
max
= 185 т/ч
Пределы допускаемой
относительной по-
грешности в диапазо-
не расхода ±0,25 %.
Лист № 3
Всего листов 8
прямое измерения
массы (массового
расхода) брутто и
плотности сырой
нефти
измерение объем-
ной доли воды в
нефти для вычис-
ления массы (мас-
сового расхода)
нетто сырой нефти
Измерение избы-
точного давления
сырой нефти и
нефтяного газа
41560-09
Преобразователь раз-
ности давлений
Deltabar S PMD75-
5AA7H212CAA
Измерение перепа-
да давления
Измерение элек-
трических сигна-
лов от первичных
преобразователей и
вычисление объе-
ма, массы нефти и
газа
Продолжение таблицы 1
НомерНаименование
госреестра
Назначение
Расходомер массо-
вый Promass 83F1F-
5A30/0
15201-11
83F1F-
AD6SAA41AEAA+Z
1
линия нефти
№2
Место распо-Технические харак-
ложения теристики
DN 150, PN 40
Q
min
=30 т/ч
m
ax
Q=185 т/ч
Влагомер нефти пол-
24604-12 нопоточный BCН-
2ПП-100
Преобразователь дав-
41560-09 ления Cerabar S PMP
71-5AA1S211NAAA
Сепаратор
НГС, измери-
тельная линия
нефти №1,2,
СИКГ.
37416-08ИВК «ЗОДИАК»
Измери
т
ельная
Пределы допускае-
мой относительной
погрешности в диа-
пазоне расхода
±0,20 %.
DN 150, PN 40
Диапазон измере-
ния влагосодержа-
нияот 0 до 100
%.
Предел допускае-
Линия качест- мой абсолютной
ва БИКпогрешности:
– 1,0 % (при содер-
жании воды до 70
%);
– 1,5 % (при содер-
жании воды от 70
до100 %).
Диапазон измере-
ний – (0 - 4) МПа,
предел допускаемой
основной погреш-
ности не более
±0,075 %, выходной
сигнал –(4-20) мА
SIL HART, взрыво-
защита – ATEX II
2G Ex d IIC T6 Gb
Диапазон измере-
ний – (0-300) кПа,
предел допускаемой
основной погреш-
Фильтрыности – не более ±
Ф101, Ф1020,5 %, выходной
сигнал – (4-20) мА
SIL HART, взрыво-
защита – ATEX II
2G Ex d IIC T6 Gb
Допускаемая отно-
сительная погреш-
ность преобразова-
Входит в со-ния электрического
став СОИсигнала и вычисле-
ние объема и массы
нефти и газа равна
± 0,05 %
Лист № 4
Всего листов 8
Место располо-
жения
Технические характери-
стики
53902-13
Манометр МПТИ
Измерение избы-
точного давления
сырой нефти и
нефтяного газа
Коллекторы
БТ, измери-
тельная линия
газа №1, изме-
рительн. линии
нефти №1,2,
сепаратор,
фильтры
50519-12
Термопреобразователь
универсальный с тер-
мозондом ТПУ 0304
Измерение тем-
пературы воздуха
БТ, БА
42890-09
Датчик температуры
Omnigrad S TR63
Измерение тем-
пературы сырой
нефти и нефтяно-
го газа
Измерительная
линия газа, вы-
ходной коллек-
тор нефти
303-91
Термометр ртутный
стеклянный лабора-
торный ТЛ-4
Измерение тем-
пературы сырой
нефти и нефтяно-
го газа
Измерительная
линия газа, вы-
ходной коллек-
тор нефти
Окончание таблицы 1
Номер гос-
реестраНаименованиеНазначение
Диапазон измерений
от 0 до 10 кгс/см²,
класс точности 0,6,
присоединением к
процессу – наружная
резьба М20х1,5, ради-
альный, диаметр кор-
пуса 160 мм, темпера-
тура окружающей
среды от минус 50 до
плюс 60 °C, IP53.
Вид взрывозащиты -
1ExdIICT5; предел
допускаемой основ-
ной приведенной по-
грешности ± 0,25 %;
диапазон преобразуе-
мых температур от
минус 50 до плюс 200
°С; выходной сигнал
(4-20) мА
Вид взрывозащиты -
ATEX II 2 GD Ex d
IIC; класс АА; НСХ:
Pt100;
предел допускаемой
основной приведен-
ной погрешности
±0,15%; диапазон
преобразуемых тем-
ператур от плюс 50
до плюс 250 °С
Диапазон измерений –
от 0 до плюс 55 °С,
пределы допускаемой
абсолютной погреш-
ности ±0,2 °С, цена
деления - 0,1 °С, дли-
на термометра 530
мм, диаметр 11 мм
СИБМ обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы сырой нефти, массового расхода нефти и объ-
емного расхода попутного нефтяного газа в рабочем диапазоне расхода;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы брут-
то нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей,
массовой доли воды;
Лист № 5
Всего листов 8
- автоматизированное измерение температуры, давления, объемной доли воды в сырой
нефти;
- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств
измерений температуры и давления соответственно;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
- проведение контроля метрологических характеристик рабочего расходомера массо-
вого по резервно- контрольному расходомеру;
- защита алгоритма и программы системы от несанкционированного доступа установ-
кой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранения результатов измерений, формирование отчетов;
- вывод на печать отчетных документов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИБМ – автономное. ПО обеспечивает реализацию
функций системы: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет массового рас-
хода нефти по измеренным данным, ведение архивов данных и архива вмешательств, формиро-
вание протоколов, вывод мгновенных и средневзвешенных данных по всем каналам, формиро-
вание аварийных сигналов по пределам измеряемых величин, пределов разности показаний
преобразователей, оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных
ситуациях (подача звукового сигнала и световая индикация аварийного параметра).
СИБМ имеет ПО, реализованное в измерительно-вычислительном комплексе (ИВК)
«ЗОДИАК» (свидетельство об аттестации алгоритма и ПО средства измерений № 93014-08, вы-
данное ФГУП «ВНИИР»
).
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Т а б л и ц а 2 – Идентификационные данные ПО
Идентификацион-
ное наименование
ПО
Номер версии
(идентификаци-
онный номер) ПО
Цифровой идентифи-
катор ПО (контроль-
ная сумма исполняе-
мого кода)
Азево – Салауш-
ское мр.efk
11022.110.0
—
Whirlpool
Другие иден-
тификацион-
ные данные
(если имеют-
ся)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора ПО
7AC29772265584C592
C516CAA3FAAB7FF2
C474CC198F36084D8
29F072417557B1FF38
9A2AE7DC0E02150F7
D1BC4628C618FA1F9
C5473C8089D588180
ACEE9597
Уровень защиты программного обеспечения установки от преднамеренных и непред-
намеренных изменений соответствует уровню «С». Примененные специальные средства защи-
ты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновле-
ния (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части
ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики приведены в таблице 3.
Лист № 6
Всего листов 8
Наименование характеристики
Т а б л и ц а 3
Измеряемая среда
Количество измерительных линий, шт.
Значение харак-
теристики
нефть сырая
1 рабочая,
1 резервно-
контрольная
1 рабочая
от 30 до 185
180
от 860 до 980
от 880 до 1150
от 1050 до 1180
1,25
1,52
0,2
0,4
4,0
от 5 до 50
50
95
от 4,2 до 7,3
20000
0,2
отсутствует
непрерывный
± 0,25
± 6,0
± 15,0
± 45,0
± 5,0
380
220
50
Количество измерительных газовых линий, шт.
Диапазон измерений расхода, т/ч
Кинематическая вязкость, мм
2
/с (сСт), не более
Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти, кг/м
3
Диапазон плотности сырой нефти при 20
0
С, кг/м
3
Плотность пластовой воды при 20
0
С, кг/м
3
Плотность попутного нефтяного газа при стандартных условиях, кг/м
3
- минимальная
- максимальная
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и мак-
симальной вязкости, МПа, не более:
– при проведении измерений
– при проведении поверки и контроля метрологических характеристик
Давление измеряемой среды, МПа, не более
Диапазон температуры измеряемой среды, ºС
Объемная доля воды, %
- минимальная
- максимальная
Давление насыщения нефти, МПа
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измере-
нии массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измере-
нии массы нефти, %:
при содержании воды
от 50 до 70%
от 70 до 85%
от 85 до 95%
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измере-
нии объема попутного нефтяного газа, %:
Напряжение питания, В
трехфазное
двухфазное
Частота, Гц
Условия эксплуатации системы:
– температура окружающего воздуха, °С
– относительная влажность окружающего воздуха, %
– атмосферное давление, кПа
от минус 47 до
плюс 50
86
101,3
Лист № 7
Всего листов 8
Знак утверждения типа
наносится в средней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации типограф-
ским способом.
Комплектность средства измерений
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево–Салаушского месторождения
НГДУ "Прикамнефть" (заводской № 001)– 1 шт.
Руководство по эксплуатации – 1 экз.
Методика поверки – 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0145-2-2014 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная
блочно-модульнаяСИБМАзево–СалаушскогоместорожденияНГДУ"Прикамнефть".
Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 23.12.2013 г.
Основные средства поверки:
- установка поверочная «ВЛЕТ ПУ» (госреестр № 47543-11), диапазон значений сред-
него массового расхода жидкости, в котором воспроизводится единица, составляет от 0 до 200
м
3
/ч, предел допускаемой относительной погрешности измерения массы весами для статическо-
го взвешивания составляет ± 0,05%;
- миллиамперметр постоянного тока для измерения в диапазонах от 0 (4) до 20 мА с по-
грешностью не более ±0,05%;
- электронный счётчик импульсов амплитудой до 50 В и частотой от 0 до 10 кГц.
Сведения о методиках (методах) измерений
Инструкция. «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений с использованием системы
измерительнойбллочно-модульнойдляАзево-СалаушскогоместорожденияНГДУ
«Прикамнефть» ОАО «Татнефть», свидетельство об аттестации методики измерений
№0001.310069-2012/2-13.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе изме-
рительной блочно-модульной СИБМ Азево–Салаушского месторождения НГДУ «При-
камнефть»
1 ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и неф-
тяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 ЭТП 191.125.00.00.00-РЭ. Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево-
Салаушского месторождения НГДУ «Прикамнефть». Руководство по эксплуатации.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
осуществление торговли.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек»,
423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4.
Тел.: +7 (8553) 314-797, факс +7 (8553) 314-709.
Лист № 8
Всего листов 8
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центр метрологии и расходометрии»
(ООО «ЦМР»), 423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Объездная, 5. Телефон:
+7 (8553) 377-676; факс: +7 (8553) 300-196, e-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитар-
ное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ГЦИ
СИ ФГУП ВНИИР).
Адрес: 420088 г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А. Тел.+7 (843) 272-70-62, факс 272-00-32, e-
mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измере-
ний в целях утверждения типа № 30006-09 от 16.12.2009 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____» ___________ 2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 52440-13 | Подсистема измерительная автоматизированная диспетчерского контроля и управления АСДКУ РСВ расхода воды 1-го и 2-го подъемов | Нет данных | Рублевская станция водоподготовки ПУ "Мосводоподготовка" МГУП "Мосводоканал", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 81858-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Трубино № 514 | - | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 54519-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УК "Алмазная" | Нет данных | ЗАО "Региональная инженерно-технологическая энергокомпания-СОЮЗ" (РИТЭК-СОЮЗ), г.Краснодар | 4 года | Перейти |
| 31592-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Лебяжье" ОАО "Российские Железные Дороги" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 55404-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная | АИИС-10Б | ОАО "Омское Моторостроительное КБ", г.Омск | 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