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 измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Западное Сабо ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" Нет данных, ГРСИ 60617-15
Номер госреестра:
60617-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Западное Сабо ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Татинтек", г.Альметьевск
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 345
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «25» января 2021 г. №30
Лист № 1
Регистрационный № 60617-15Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисыройнавыходе
месторождения Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» (далее – СИКНС)
предназначена для измерений в автоматизированном режиме массы (массового расхода),
параметров нефти сырой (далее – нефть) и вычисления массы нетто нефти при учетных
операциях.
Описание средства измерений
СИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы нефти в
трубопроводе с помощью расходомеров массовых (далее – РМ). Принцип действия СИКНС
заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке при помощи системы
обработки информации (далее – СОИ) входных сигналов, поступающих по измерительным
каналам от РМ, датчиков давления, температуры, влагосодержания.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы,
спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и
импортного изготовления. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на
объектеэксплуатациивсоответствииспроектнойдокументациейСИКНСи
эксплуатационными документами ее компонентов.
В состав СИКНС входят:
блок измерительных линий (далее – БИЛ);
блок фильтров (далее – БФ);
блок измерений показателей качества нефти (далее – БИК);
узел подключения передвижной поверочной установки (далее – ППУ);
узел подключения пикнометрической установки и УОСГ;
СОИ.
БИЛ включает одну рабочую и одну резервно-контрольную измерительные линии с
диаметром условного прохода (Ду) 100 мм.
Состав СОИ:
шкаф СОИ;
автоматизированное рабочее место оператора СИКНС.
Состав и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих
основных функций:
– автоматическоеизмерениемассы(массовогорасхода)нефтипрямым
динамическим методом в рабочих диапазонах расхода, температуры, давления и плотности
нефти;
– вычисление массы нетто нефти;
– дистанционное и местное измерение давления и температуры нефти;
Лист № 2
всего листов 5
– измерение в автоматическом режиме объемной доли воды в нефти, перепада
давления на фильтрах;
– контроль метрологических характеристик (далее – КМХ) рабочего РМ по
контрольно-резервному РМ;
– поверка и КМХ РМ по ППУ на месте эксплуатации без нарушения процесса
измерений;
– автоматический и ручной отбор проб;
– отображение (индикация), регистрация и хранение результатов измерений и
расчетов, формирование отчетов;
– защита системной информации от несанкционированного доступа.
Взрывозащищенность (искробезопасность) электрических цепей СИКНС при
эксплуатации достигается путем применения преобразователей измерительных (барьеров
искрозащиты) серии μZ 600 модели μZ 631.
Средства измерений (далее – СИ), а так же другие технические средства, входящие
в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
26803-11
41560-09
2.
4.
1.
3.
2.
4.
1.
Таблица 1 – Состав СИКНС
№
Госреестр
№
У2
п/п
Наименование СИКоличество
Приборы контрольно-измерительные показывающие
1.
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ-
8
10135-10
303-91
2. Манометр показывающий МП2-У 5
3. Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №2 4
БФ
Преобразователь давления измерительный Deltabar S
PMD75
1.2
1.
215201-11
241560-09
3.
257947-14
249519-12
141560-09
2.
157947-14
149519-12
1.
124604-12
141560-09
3.
157947-14
149519-12
238623-11
2.
БИЛ
Расходомер массовый Promass 83Е80
Преобразователь давления измерительный Cerabar S
PMP71
Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT182
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии
TR, TST модели TR88
Выходной коллектор
Преобразователь давления измерительный Cerabar S
PMP71
Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT182
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии
TR, TST модели TR88
БИК
Влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-150-100
Преобразователь давления измерительный Cerabar S
PMP71
Преобразователи измерительные серии iTEMP TMT182
Термопреобразователь сопротивления платиновый серии
TR, TST модели TR88
СОИ
Контроллер измерительный FloBoss S600+ (далее –
FloBoss S600+)
Преобразователь измерительный (барьер искрозащиты)
1247073-11
1.
26803-11
№
п/п
Лист № 3
всего листов 5
Наименование СИКоличество
Госреестр
№
8
2.
3.
10135-10
303-91
3.
Приборы контрольно-измерительные показывающие
Манометр показывающий для точных измерений МПТИ-
У2
Манометр показывающий МП2-У5
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 №24
серии μZ 600 модели μZ 631
АРМ оператора СИКНС1
-
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) СИКНС обеспечивает реализацию
функцийСИКНС.Защитаотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим
контролем целостности метрологически значимой части ПО, путем идентификации,
защиты отнесанкционированногодоступа.Дляпрограммной защитыот
несанкционированногодоступа предусмотрено разграничениеуровней паролями.
Аппаратная защита обеспечивается опломбированием FloBoss S600+. Уровень защиты ПО
и измерительной информации – высокий по Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО СИКНС представлены в таблице 2.
Наименование программного обеспечения
Таблица 2 – Идентификационные данные ПО СИКНС
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
KMH.DLLLabdataDLL.DLL
1.0 1.0
5E30DEFA 7B9D9C33
CRC32 CRC32
Модуль
проведенияМодуль
КМХ формирования
массомеров паспорта
по контрольно- качества
резервному
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики СИКНС представлены в таблице 3.
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики СИКНС
Значение
Наименование характеристики
характеристики
Массовый расход нефти, т/ч от 60 до 105
Избыточное давление нефти, МПа от 1,4 до 2,4
Температура нефти, °С от 5 до 45
Физико-химические свойства нефти:
– плотность обезвоженной дегазированной нефти в рабочем
диапазоне температур, кг/м
3
от 867,3 до 900,0
– плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м
3
от 1000 до 1015
– массовая доля воды, % от 70 до 95
– массовая доля механических примесей, %, не более0,02
– массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более 10
– вязкость кинематическая при рабочих условиях, мм
2
/с (cCт)от 6 до 20
– содержание растворенного газане допускается
Наименование характеристики
±0,25
Лист № 4
всего листов 5
Значение
характеристики
не допускается
15,0
20,0
40,0
постоянный
от 5 до 35
95
от 84 до 106,7
380, трехфазное
220, однофазное
50±1
3000
12000×3200×3340
800×600×2000
– содержание свободного газа
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при
измерении массы нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности СИКНС при
измерении массы нетто нефти, %:
– в диапазоне объемной доли воды в нефти от 70 % до 85 %
– в диапазоне объемной доли воды в нефти от 85 % до 90 %
– в диапазоне объемной доли воды в нефти от 90 % до 95 %
Режим работы СИКНС
Условия эксплуатации СИ СИКНС:
температура окружающей среды, °С
относительная влажность, %, не более
атмосферное давление, кПа
Параметры электропитания:
напряжение, В:
силовое оборудование
технические средства СОИ
частота, Гц
Потребляемая мощность, В·А, не более
Габаритные размеры, мм, не более
блок-бокса (Д×Ш×В)
шкафа СОИ (Д×Ш×В)
Масса, кг, не более
блок-бокса
шкафа СОИ
Средний срок службы, лет, не менее
20000
250
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
1 экз.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Количество
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», заводской
номер 345
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Паспорт
МП 164-30151-2015.Государственнаясистема обеспеченияединства
измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на
выходе месторождения Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз».
Методика поверки
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторожденияЗападноеСабоООО «РН-Сахалинморнефтегаз».
Руководство по эксплуатации
Лист № 5
всего листов 5
Поверка
осуществляется по документу МП 164-30151-2015 «Государственная система обеспечения
единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Методика поверки»,
утвержденному ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП» 6 февраля 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
калибратор многофункциональный MC5-R, диапазон воспроизведения силы
постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой основной погрешности
воспроизведения
(0,02 %показания + 1 мкА);диапазонвоспроизведения
последовательности импульсов от 0 до 9999999 имп. (амплитуда сигнала от 0 до 10 В,
погрешность
(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и
параметров нефти сырой на выходе ЦППН Западное Сабо ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»,
свидетельствоМНП.11.337.01.00264-2011.2014обаттестацииметодики(метода)
измерений, утвержденного ФБУ «ЦСМ Республики Башкортостан» 25.04.2014 г.
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на систему измерений
количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Западное Сабо
ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
1. ГОСТ Р 8.596 - 2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения извлекаемых из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
3. Техническая документация ООО «Татинтек»
Изготовитель
ООО «Татинтек»
423450 Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4
тел. (8553)31-47-07, (8553)31-47-97; факс: (8553)31-47-09
e-mail: info@tatintec.ru
http://www.tatintec.ru
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Научно-производственное
предприятие «Нефтегазинжиниринг» (ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг»)
ИНН 0278093583
Адрес: 450027, Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Уфа,
ул. Индустриальное шоссе, 55
Телефон: (347) 295-92-46
Факс: (347) 295-92-47
Web-сайт: http://www.ngi-ufa.ru
E-mail: ngi@ngi-ufa.ru
Испытательный центр
ГЦИ СИ ООО «Метрологический центр СТП»
Регистрационный номер № 30151-11
420107, г. Казань, ул. Петербургская, д. 50, корп.5
Телефон: (843)214-20-98; факс (843)227-40-10
e-mail: office@ooostp.ru
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 61906-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Павловск Неруд" | Нет данных | АО "АтомСбыт", г.Воронеж | 4 года | Перейти |
| 62533-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 32103-06 | Комплексы программно-технические измерительные параметров высокочастотного оборудования в электроэнергетике | РЕТОМ™ - ВЧм | ООО "НПП "Динамика", г.Чебоксары | 2 года | Перейти |
| 44603-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ООО "Энергопрогноз" (ГТП ООО ЮТЕКС РУ") | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 83977-21 | Система измерений количества газа (СИКГ) "Топливный газ внешним потребителям" (СИКГ-6) (АО "Востсибнефтегаз") | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг" (ООО "НПП ОЗНА-Инжиниринг"), г. Уфа | 4 года | 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