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 Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" Нет данных, ГРСИ 65323-16
Номер госреестра:
65323-16
Наименование СИ:
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского 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.№ 002
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64466
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмерительнаяблочно-модульнаяСИБМБурдинскогоучастка
Зычебашского месторождения НГДУ
«
Прикамнефть
»
Назначение средства измерений
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского
месторождения НГДУ «Прикамнефть» предназначена для непрерывного автоматизированного
измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкост-
ной смеси, транспортируемой с Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ
«Прикамнефть»
Описание средства измерений
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 002) и спроектирована
дляконкретногообъектаизкомпонентовсерийногоотечественногоиимпортного
изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте
эксплуатации в соответствии с проектной документацией и эксплуатационными документами
ее компонентов.
Принцип действия системы основан на прямом методе динамических измерений массы
сырой нефти расходомером-счетчиком массовым и определении объема отсепарированного
попутного свободного нефтяного газа косвенным методом динамических измерений по
результатам измерения массового расхода газа и результатам измерения плотности газа. Массу
нетто сырой нефти вычисляют, как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу
балласта определяют расчетным путем, используя результаты измерений массовой доли
механических примесей, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли воды
в пробах, отобранных из измерительных линий или по результатам измерения объемной доли
воды поточным влагомером. Плотность свободного нефтяного газа и показатели качества
сырой нефти измеряют в аккредитованной аналитической лаборатории.
Вычисление массы нетто сырой нефти и объема попутного свободного газа
выполняется системой сбора и обработки информации, которая состоит из комплекса
измерительно-вычиcлительного «ЗОДИАК» и преобразователя расчетно-вычислительного
«ТЭКОН-19».
СИБМ состоит из законченных блоков и трех измерительных линий:
·
блок сепарации нефтегазовой смеси с двумя фильтрами и с газовой измерительной
линией;
·
технологический блок;
·
блока автоматики;
·
блок измерительных линий нефти: одна - рабочая, одна - резервная.
Конструктивно СИБМ спроектирован в виде блок-бокса и отдельно смонтированной
рамы уличного исполнения с размещенными на ней нефтегазовым сепаратором и двумя
фильтрами В технологической части блока-бокса размещены входной коллектор нефти и газа,
измерительные линии нефти, линия качества, газовая линия и выходной коллектор газонефтя-
ной смеси. В блок-боксе также размещены составные элементы блока автоматики: 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 регистрационные номера средств измерений СИБМ представлены
в таблице 1.
15201-11
Расходомер массовый
Promass 40E50-2430/0
40E50-
AD6SACB1A4BA+Z1
прямое измере-
ния массового
расхода нефтя-
ного газа
15201-11
Расходомер массовый
Promass 83F1F-5A30/0
83F1F-
AD6SAA41AEAA+Z1
прямое измере-
ния массы (мас-
сового расхода)
брутто и плот-
ности сырой
нефти
15201-11
Расходомер массовый
Promass 83F1F-5A30/0
83F1F-
AD6SAA41AEAA+Z1
прямое измере-
ния массы (мас-
сового расхода)
брутто и плот-
ности сырой
нефти
Таблица 1
Регистрацион-
ный номер
НаименованиеНазначение
Место
расположения
Технические
характеристики
попутного
нефтяного газа
m
ax
Q=22,5 т/ч
линия нефти
№1
DN40, PN4,0 МПа.
Система изме-
Q
min
=2,2 т/ч
рения качества
Пределы допускае-
мой относительной
погрешности в диапа-
зоне расхода
±
0,5%
DN100, PN4,0 МПа.
Q
min
=6,0 т/ч
m
ax
Q=90,0 т/ч
линия нефти
№2
Измерительная
Пределы допускае-
мой относительной
погрешности в диа-
пазоне расхода
±0,05 %.
DN100, PN4,0 МПа.
Q
min
=6,0 т/ч
m
ax
Q=90,0 т/ч
Измерительная
Пределы допускае-
мой относительной
погрешности в диа-
пазоне расхода
±0,05%.
Лист № 3
Всего листов 8
Назначение
измерение объем-
ной доли воды в
нефти для вычис-
ления массы (мас-
сового расхода)
нетто сырой неф-
ти
Линия каче-
ства БИК
Измерение избы-
точного давления
сырой нефти и
нефтяного газа
Сепаратор
НГС, изме-
рительная
линия нефти
№1,2, СИКГ.
41560-09
Преобразователь раз-
ности давлений
Deltabar S PMD75-
5AA7H212CAA
Измерение пере-
пада давления
Фильтры
Ф101, Ф102
Входит в со-
став СОИ
ный номер
Продолжение таблицы 1
Регистрацион-
Наименование
Место
расположения
24604-12
Влагомер сырой неф-
ти BCН-2
Преобразователь
41560-09
давления Cerabar М
PMP 41-
GE24SBJ11111
Комплекс измери-
тельно-
37416-08
в
ычислительный
«ЗОДИАК»
Измерение элек-
трических сигна-
лов от первичных
преобразователей
и вычисление
объема, массы
нефти и газа
Технические
характеристики
DN100, PN4,0 МПа
Диапазон измерения
влагосодержания от 0
до 100 %.
Пределы допускаемой
абсолютной погреш-
ности:
±1,0 (при содержании
воды от 50 до 70%;
±1,5 % (при содержа-
нии воды от 70 до
100%
Диапазон измерений -
от 0 до 4 МПа, преде-
лы основной приве-
денной погрешности
не более ±0,2%, вы-
ходной сигнал - от 4
до 20 мA SIL HART,
взрывозащита - ATEX
II 2G Ex d IIC T6 Gb
Диапазон измерений
от 0 до 300 кПа, пре-
делы допускаемой ос-
новной погрешно-сти
не более ±0,2%, вы-
ходной сигнал от 4 до
20 мA SIL HART,
взрывозащита - ATEX
II 2G Ex d IIC T6 Gb
Допускаемая относи-
тельная погрешность
преобразования элек-
трического сигнала и
вычисление объема и
массы нефти и газа
равна ±0,05%
Лист № 4
Всего листов 8
Назначение
Измерение элек-
трических сиг-
налов от первич-
ных преобразо-
вателей и вычис-
ление объема
нефтяного газа
Входит в
состав СОИ
26803-11
Манометр МПТИ-У2 -
0…4 МПа - 0,6
Измерение избы-
точного давле-
ния сырой нефти
и нефтяного газа
коллекторы
БТ, измери-
тельная линия
газа №1, изме-
рительн. линии
нефти №1,2,
сепаратор,
фильтры
Измерение тем-
пературы возду-
ха
БТ, БА
ный номер
Продолжение таблицы 1
Регистрацион-
Наименование
Место
расположения
Преобразователь рас-
24849-10четно-измерительный
ТЭКОН-19
Термопреобразователь
29935-05универсальный ТПУ
0304 Exd/M1
Технические
характеристики
Пределы допускае-
мой приведенной
погрешности преоб-
разования измерен-
ных значений силы
тока в значения фи-
зических величин,
измеряемых первич-
ным ИП при норми-
рующем значении,
равном диапазону
измерения ИП,
±0,0001%;
пределы допускае-
мой относительной
погрешности расчета
расхода, объема,
массы и количества
газов и газовых сме-
сей, приведенных к
стандартным усло-
виям, ± 0,1%
Диапазон измерений
от 0 до 4 МПа, класс
точности 0,6, при-
соединением к про-
цессу - наружная
резьба М20х1,5, ра-
диальный, диаметр
корпуса 160 мм, тем-
пература окружаю-
щей среды от-
50 до +60 °C, IP53
Вид взрывозащиты -
1ExdIICT5,
длина монтажной
части - 80 мм; абсо-
лютное значение
пределы допускае-
мой основной приве-
денной погрешности
0,25%; диапазон
преобразуемых тем-
ператур от -50 до
+200 °С; выходной
сигнал от 4 до 20 мА
Лист № 5
Всего листов 8
Назначение
Измерение тем-
пературы сырой
нефти и нефтя-
ного газа
Измерительная
линия газа, вы-
ходной кол-
лектор нефти
Измерение тем-
пературы сырой
нефти и нефтя-
ного газа
Измерительная
линия газа, вы-
ходной кол-
лектор нефти
ный номер
Окончание таблицы 1
Регистрацион-
Наименование
Место
расположения
26239-06
Датчик температуры
Е-Н TR63
Термометр ртутный
303-91стеклянный лабора-
торный ТЛ-4
Технические
характеристики
Вид взрывозащиты -
ATEX II 2 GD Ex d
IIC, пределы допус-
каемой приведенной
погрешности ±0,15%;
диапазон преобра-
зуемых температур -
от 50 до +200 °С; 4-х
проводн.жидкокри-
сталлический экран,
присоединение к
процессу - резьба
1/2"NPT-M, 316
Диапазон измерений
от 0° до +55°С, пре-
делы допускаемой
абсолютной погреш-
ности ±0,2°С, цена
деления 0,1°С, тер-
мометрическая жид-
кость - ртуть, длина
термометра 530 мм,
диаметр 11 мм
Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:
- автоматизированное измерение массы брутто сырой нефти, массового расхода нефти
и объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих диапазонах расхода, температуры,
давления, сырой нефти, влагосодержания и газа;
- вычисление массы нетто нефти с использованием результатов измерений массы
брутто нефти, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых
солей, массовой доли воды;
- автоматизированное измерение температуры, давления, объемной доли воды;
- защита алгоритма и программного обеспечения системы от несанкционированного
доступа установкой паролей разного уровня доступа;
- регистрация и хранения результатов измерений, формирование отчетов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИБМ - автономное. Функции программного обеспе-
чения: управление и синхронизация измерительных каналов, расчет массового расхода нефти
по измеренным данным, объема попутного свободного газа, ведение архивов данных и архива
вмешательств, формирование протоколов, вывод мгновенных и средневзвешенных данных по
всем каналам, формирование 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).
Метрологически значимые функции системы ПО реализует в комплексе измерительно-
вычислительном «ЗОДИАК», в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Лист № 6
Всего листов 8
Значение
ТЭКОН-19
ППК «ЗОДИАК»
(резервный)
ZychSIBM_427_crr.efk
Т19-05М
11022.110.0
76.03
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные
данные (признаки)
Наименование ПОППК «ЗОДИАК»
(основной)
Идентификационное на-ZychSIBM_427_crr.efk
именование ПО
Номер версии (иденти-11022.110.0
фикационный номер) ПО
Цифровой идентифика- 9D99EEEA2F35F971F40
тор ПО 10545EBD3D302C54C75
B5B6A343B0D5F8E6F2
D00E0DD09B38768A519
9C9942414D557F15682F
9269D3BCD6F07841A21
FA538CAAE132BC
9D99EEEA2F35F971F40
10545EBD3D302C54C75
B5B6A343B0D5F8E6F2D
00E0DD09B38768A5199
C9942414D557F15682F9
269D3BCD6F07841A21F
A538CAAE132BC
7АЕ3А094
Уровеньзащитыпрограммногообеспечения«высокий»всоответствиис
Р 50.2.077-2014. Программное обеспечение СИБМ защищено от преднамеренных изменений с
помощью простых программных средств:
- введение соответствующих паролей;
- авторизация пользователя;
- разделение прав доступа,
а также механическое опломбирование составных компонентов СОИ.
Метрологические и технические характеристики
приведены в таблице 3.
0,2
Таблица 3
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Количество измерительных линий БИЛ, шт.
Значение
нефть сырая
1 рабочая,
1 контрольная
1 рабочая
от 5 до 50
180
от 1005 до 1166
0,9
43,5
Количество измерительных линий ГИЛ, шт.
Диапазон измерений расхода, т/ч
Кинематическая вязкость, мм
2
/с (сСт), не более
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Газовый фактор при температуре измеряемой среды +20 °С и из-
быточном давлении равном нулю, м
3
/т
- минимальная
- максимальная
Плотность попутного нефтяного газа при температуре измеряемой
среды 20 °С и избыточном давлении равном нулю, кг/м
3
1,31
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе
и максимальной вязкости, МПа, не более
- при проведении измерений
- при проведении поверки и контроля метрологических характери-
стик
Давление измеряемой среды, МПа, не более
Диапазон температуры измеряемой среды, ºС
0,4
4,0
от +5 до +50
Лист № 7
Всего листов 8
Значение
50
95
от +4,2 до +7,3
20000
0,2
отсутствует
непрерывный
±2,5
±6,0
±15,0
±30,0
±5,0
380
220
50
Окончание таблицы 3
Наименование характеристики
Объемная доля воды, %
- минимальная
- максимальная
Давление насыщения сырой нефти, МПа
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
Массовая доля механических примесей, %, не более
Содержание свободного газа
Режим работы системы
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы нетто сырой нефти, %:
при содержании воды в сырой нефти,
0 до 70% включ.
св. 70 до 95% включ.
св. 95 до 98%
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении объема попутного нефтяного газа, %:
Параметры электрического питания:
Напряжение переменного тока, В
трехфазное
двухфазное
Частота, Гц
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха, °С
- относительная влажность окружающего воздуха, %
- атмосферное давление, кПа
от -47 до +50
86
от 80 до 120
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, которая крепится снаружи блока технологического
и в центре титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского
месторождения НГДУ «Прикамнефть» (заводской № 002)- 1 шт.
Руководство по эксплуатации - 1 экз.
Методика поверки МП 04-03-02-2015 - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 04-03-02-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная
блочно-модульнаяСИБМБурдинскогоучасткаЗычебашскогоместорожденияНГДУ
«Прикамнефть». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.12.2015 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный эталон единицы массового и объемного расхода жидкости
ГЭТ 63-2013 по ГОСТ 8.142-2013;
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосодержа-
ния нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011 по ГОСТ 8.614-2013;
Лист № 8
Всего листов 8
- установка поверочная «ВЗЛЕТ ПУ», диапазон значений среднего массового расхода
жидкости от 0 до 5000 м
3
/ч, пределы допускаемой относительной погрешности установки при
измерении среднего объемного (массового) расхода (объема, массы) ±0,05% (регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде 47543-11) по ГОСТ 8.145-75, ГОСТ 8.374-80,
ГОСТ 8.470-82.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится в свидетельстве о поверке в виде оттиска поверительного
клейма.
Сведения о методиках (методах) измерений
ГСИ.Массасыройнефти.Методикаизмеренийсиспользованиемсистемы
измерительной блочно-модульной Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ
«Прикамнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации № 0001.310069-2012/12-15.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерительной блочно-модульной СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторож-
дения НГДУ «Прикамнефть»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерение количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования.
Техническая документация ООО «Татинтек».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Татинтек» (ООО «Татинтек»)
ИНН 1644055843
423450, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Мира, д. 4
Тел.: +7 (8553) 314797, факс(8553) 314709
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Центр метрологии и расходометрии»
(ООО «ЦМР»)
Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Р.Фахретдина, д.62
Тел.: (8553) 377-676, факс: (8553) 300-196
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: Россия, РТ, 420088, г. Казань, ул. 2-ая Азинская д. 7а
Телефон: (843) 272-70-62, факс (843) 272-00-32
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 55710-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦОФ "Абашевская" ОАО "ОУК "Южкузбассуголь" | Нет данных | ЗАО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82966-21 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 1028 | - | Общество с ограниченной ответственностью "Системы Нефть и Газ" (ООО "СНГ"), Московская область, г. Щелково | 1 год | Перейти |
| 39255-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ФГУП "ФТ-Центр" | Нет данных | ФГУП "ФТ-Центр", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82867-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" для энергоснабжения ОАО "РЖД" в границах Курской области | Обозначение отсутствует | Общество с ограниченной ответственностью "РУСЭНЕРГОСБЫТ" (ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 42318-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Глебово" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Глебово" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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