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 Мирзоева ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" Нет данных, ГРСИ 60619-15
Номер госреестра:
60619-15
Наименование СИ:
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Мирзоева 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.№ 341
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 № 60619-15Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Мирзоева ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»
Назначение средства измерений
Системаизмеренийколичестваипараметровнефтисыройнавыходе
месторождения Мирзоева 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
Принцип действия СИКНС основан на прямом методе динамических измерений
массы нефти в трубопроводе с помощью расходомеров массовых (далее – РМ). Система
обработки информации (далее – СОИ) непрерывно измеряет, преобразует и обрабатывает
входные сигналы, поступающие 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 6
– 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 также другие технические средства, входящие
в состав СИКНС, указаны в таблице 1.
9.
11.
12.
13.
14.
Таблица 1 – Состав СИКНС
№
Наименование СИКоличество
Регистрационный
п/пномер
1.826803-11
ТЛ-4 №2
Приборы контрольно-измерительные показывающие
Манометр показывающий для точных
измерений МПТИ-У2
2.Манометр показывающий МП2-У510135-10
3.
Термометр ртутный стеклянный лабораторный
3 303-91
4.241560-09
6.241560-09
TMT182
БФ
Преобразовательдавленияизмерительный
Deltabar S PMD75
БИЛ
5.Расходомер массовый Promass 83Е80215201-11
Преобразовательдавленияизмерительный
Cerabar S PMP71
7.
Преобразователи измерительные серии iTEMP2
57947-14
Термопреобразовательсопротивления
платиновый серии TR, TST модели TR88
8.249519-12
141560-09
10.
124604-12
141560-09
1
57947-14
Выходной коллектор
Преобразовательдавленияизмерительный
Cerabar S PMP71
БИК
Влагомер сырой нефти ВСН-2-ПП-100-100
Преобразовательдавленияизмерительный
Cerabar S PMP71
Преобразователи измерительные серии iTEMP
TMT182
Термопреобразовательсопротивления
платиновый серии TR, TST модели TR88
149519-12
Контроллеризмерительный
(далее – FloBoss S600+)
СОИ
FloBossS600+
238623-11
Лист № 3
всего листов 6
1.
26803-11
3.
303-91
15.
47073-11
№
п/п
Наименование СИКоличество
Регистрационный
номер
8
2.
10135-10
3
11
16.
Приборы контрольно-измерительные показывающие
Манометр показывающий для точных
измерений МПТИ-У2
Манометр показывающий МП2-У5
Термометр ртутный стеклянный лабораторный
ТЛ-4 №2
Преобразовательизмерительный(барьер
искрозащиты) 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
«высокий» в соотвтетствии с 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.
Наименование характеристики
от 880 до 900
от 1000 до 1015
от 70 до 95
0,5
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики
Значение
характеристики
от 40 до 70
от 1,0 до 2,4
от 5 до 50
Массовый расход нефти, т/ч
Избыточное давление нефти, МПа
Температура нефти, °С
Физико-химические свойства нефти:
– плотность обезвоженной дегазированной нефти в рабочем
диапазоне температур, кг/м
3
– плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м
3
– массовая доля воды, %
– массовая доля механических примесей, %, не более
Лист № 4
всего листов 6
Наименование характеристики
0,25
Значение
характеристики
15
не допускается
не допускается
15,0
20,0
40,0
постоянный
– массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
, не более
– содержание растворенного газа
– 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
от 5 до 35
95
от 84,0 до 106,7
Значение
380, трехфазное
220, однофазное
50±1
3000
12000×3340×3345
800×600×2000
Наименование характеристики
Параметры электрического питания:
напряжение переменного тока, В:
силовое оборудование
технические средства СОИ
частота переменного тока, 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,
20000
250
10
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта типографским способом.
Комплектность средства измерений
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Количество
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Мирзоева ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», заводской номер
341
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Мирзоева ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Паспорт.
МП 162-30151-2015 Система измерений количества и параметров нефти
сырой на выходе месторождения Мирзоева ООО «РН-Сахалинморнефтегаз».
Методика поверки.
Лист № 5
всего листов 6
1 экз.
Количество
Наименование
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторождения Мирзоева ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Руководство по
эксплуатации
Поверка
осуществляется по документу МП 162-30151-2015 «Государственная система обеспечения
единства измерений. Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе
месторожденияМирзоеваООО «РН-Сахалинморнефтегаз».Методикаповерки»,
утвержденному ООО «Метрологический центр СТП» 30 января 2015 г.
Перечень основных средств поверки (эталонов):
калибратор многофункциональный MC5-R-IS (регистрационный номер 22237-
08), диапазон воспроизведения силы постоянного тока от 0 до 25 мА, пределы допускаемой
основнойпогрешностивоспроизведения
(0,02 %показания + 1 мкА);диапазон
воспроизведения последовательности импульсов от 0 до 9999999 имп. (амплитуда сигнала
от 0 до 10 В, погрешность
(0,2 В + 5 % от установленного значения).
Допускаетсяприменениеаналогичныхсредствповерки,обеспечивающих
определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Сведения о методиках (методах) измерений
«ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и
параметровнефтисыройнавыходеместорожденияМирзоеваООО«РН-
Сахалинморнефтегаз», свидетельствоМНП.11.336.01.00264-2011.2014 об аттестации
методики (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 Мирзоева
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
Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек» (ООО «Татинтек»)
ИНН 1644055843
Адрес: 423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск,
ул. Мира, д. 4
Телефон: (8553) 314-707
Факс: (8553) 314-709
Web-сайт: http://www.tatintec.ru
E-mail:
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Научно-производственное
предприятие «Нефтегазинжиниринг» (ООО «НПП «Нефтегазинжиниринг»)
ИНН 0278093583
Лист № 6
всего листов 6
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:
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
http://www.ooostp.ru
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 54660-13 | Датчики силы | НТ 051 | АО "НИИ физических измерений" (НИИФИ), г.Пенза | 2 года | Перейти |
| 48991-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Курская атомная станция" | Нет данных | ОАО "Концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях" (Росэнергоатом), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 74626-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части ООО "Транснефть-Синтез" | Нет данных | ООО "Транснефть - Синтез", г.Набережные Челны | 4 года | Перейти |
| 67029-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Светлинская | Нет данных | ООО "Центр энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 45926-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ПС 330 кВ Кропоткин" с Изменением № 1 | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", г.Москва | 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