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 Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" Нет данных, ГРСИ 66023-16
Номер госреестра:
66023-16
Наименование СИ:
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского 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.№ 003
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64503
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаизмерительнаяблочно-модульнаяСИБМЗычебашскогоучастка
Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Назначение средства измерений
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашско-
го месторождения НГДУ «Прикамнефть» предназначена для непрерывного автоматизированно-
го измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожид-
костной смеси, транспортируемой с Зычебашского участка Зычебашского месторождения
НГДУ «Прикамнефть»
Описание средства измерений
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 003) 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 выполняет-
ся 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 trial 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 номера госреестра средств измерений СИБМ представлены в таблице 1.
15201-11
Расходомер массовый
Promass 40Е40-2513/0
40E40-
AD6SACB1A4BA+
прямое измере-
ния массового
расхода нефтя-
ного газа
15201-11
Расходомер массовый
Promass 83F1Н-7DU0/0
83F1H-
AD6SAAC1AEAA+
прямое измере-
ния массы (мас-
сового расхода)
брутто и плот-
ности сырой
нефти
15201-11
Расходомер массовый
Promass 83F1Н-7DU0/0
83F1H-
AD6SAAC1AEAA+
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
=15 т/ч
m
ax
Q=200 т/ч
линия нефти
№2
Измерительная
Пределы допускае-
мой относительной
погрешности
в диапазоне расхода
±0,05%.
DN100, PN4,0 МПа.
Q
min
=15 т/ч
m
ax
Q=200 т/ч
Измеритель
н
ая
Пределы допускае-
мой относительной
погрешности
в диапазоне расхода
±0,05%.
Лист № 3
Всего листов 8
Назначение
измерение объ-
емной доли воды
в нефти для вы-
числения массы
(массового рас-
хода) нетто сы-
рой нефти
Линия качест-
ва БИК
41560-09
Преобразователь дав-
ления измерительный
Cerabar S PMP 71-
5AA1S211NAAA
Измерение избы-
точного давле-
ния сырой нефти
и нефтяного газа
Сепаратор
НГС, измери-
тельная линия
нефти №1,2,
СИКГ.
41560-09
Преобразователь дав-
ления измерительный
Deltabar S PMD75-
5AA7H212CAA
Измерение пере-
пада давления
Фильтры
Ф101, Ф102
Входит
в состав СОИ
ный номер
Продолжение таблицы 1
Регистрацион-
Наименование
Место
расположения
24604-12
Влагомер сырой нефти
BCН-2
Комплекс измеритель-
37416-08но-вычислительный
«ЗОДИАК»
Измерение элек-
трических сигна-
лов от первич-
ных преобразо-
вателей и вычис-
ление объема,
массы нефти и
газа
Технические
характеристики
DN100, PN4,0 МПа
Диапазон измерения
влагосодержания
от 0 до 100%.
Пределы допускае-
мой абсолютной
погрешности:
±1,0 (при содержа-
нии воды от 50
до 70%);
±1,5% (при содержа-
нии воды от 70
до 100%).
Диапазон измерений -
(0...4)МПа, пределы
основной приведен-
ной погрешности
не более ±0,25%, 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
основной погрешно-
сти - не более ±0,2,
выходной сигнал
от 4 до 20 мA SIL
HART, взрывозащита-
ATEX II 2G Ex d IIC
T6 Gb
Допускаемая относи-
тельная погрешность
преобразования
электрического сиг-
нала 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
смесей, приведенных
к стандартным
условиям, ±0,1%
Диапазон измерений
от 0 до 4 МПа, класс
точности 0,6, при-
соединением к про-
цессу - наружная
резьба М20х1,5,
радиальный, диаметр
корпуса 160 мм,
температура окру-
жающей 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
температур 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,
выходной
коллектор
нефти
Измерение тем-
пературы сырой
нефти и нефтя-
ного газа
Измерительная
линия газа,
выходной
коллектор
нефти
ный номер
Окончание таблицы 1
Регистрацион-
Наименование
Место располо-
жения
26239-06
Датчик температуры
Е-Н TR63
Термометр ртутный
303-91стеклянный лабора-
торный ТЛ-4
Технические характе-
ристики
Вид взрывозащиты -
ATEX II 2 GD Ex d
IIC, пределы допус-
каемой приведенной
погрешности
±0,15%; диапазон
преобразуемых
температур от -50
до +120 °С; 4-х
проводн.жидкокри-
сталлический экран,
присоединение к
процессу - резьба
1/2"NPT-M, 316
Диапазон измерений -
от 0° до +55°С,
пределы допускае-
мой абсолютной
погрешности ±0,2 °С,
цена деления -
0,1 °С, термометри-
ческая жидкость -
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).
Лист № 6
Всего листов 8
ПО реализует функции системы в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК)
"ЗОДИАК» и в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
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
B5B6A343B0D5F8E6F2D
00E0DD09B38768A5199
C9942414D557F15682F9
269D3BCD6F07841A21F
A538CAAE132BC
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.
Таблица 3
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Количество измерительных линий БИЛ, шт.
Значение
нефть сырая
1 рабочая,
1 контрольная
1 рабочая
от 10 до 80
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/м3
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/м3
1,31
Лист № 7
Всего листов 8
0,2
Значение
0,4
4,0
от +5 до +50
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
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
Объемная доля воды, %
- минимальная
- максимальная
Давление насыщения сырой 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
измерении массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении массы нетто сырой нефти, %:
при содержании воды в сырой нефти,
от 0 до 70% включ.
от св. 70 до 95% включ.
от св. 95 до 98%
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при
измерении объема попутного нефтяного газа, %:
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 Зычебашского участка Зычебашского
месторождения НГДУ «Прикамнефть» (заводской № 003)- 1 шт.
Руководство по эксплуатации - 1 экз.
Методика поверки - 1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 04-03-01-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерительная
блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ
"Прикамнефть". Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30.12.2015г.
Лист № 8
Всего листов 8
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;
- 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. Масса сырой нефти. Методика измерений с использованием системы измеритель-
ной блочно-модульной для Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ
«Прикамнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации № 0001.310069-2012/13-15.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
измерительнойблочно-модульнойСИБМЗычебашскогоучасткаЗычебашского
месторождения 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 |
| 30909-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ КС-3 Смоленск | Нет данных | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва, заявитель ООО "Газпромэнерго" | 4 года | Перейти |
| 62366-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии объектов инженерной инфраструктуры и транспортной сети портовой особой экономической зоны на территории муниципального образования "Чердаклинский район" Ульяновской области | Нет данных | Филиал АО "Особые экономические зоны" в Ульяновской обл., г.Ульяновск | 4 года | Перейти |
| 54512-13 | Система измерительная массового расхода (массы) воды Завода Бензинов ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 55580-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Электровыпрямитель" | Нет данных | ЗАО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 53279-13 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 725 на нефтеналивном терминале "Приморск" ООО "Спецморнефтепорт Приморск" | Нет данных | ОАО "ИМС", г.Москва | 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