Номер по Госреестру СИ: 73428-18
73428-18 Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой (далее - СИКНС) в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установкой (МБСНУ) Бузеровского месторождения предназначена для автоматизированного измерения массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства -
Номер записи -
ID в реестре СИ - 529991
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Система измерений количества и параметров нефти сырой (МБСНУ) Бузеровского месторождения, Система измерений количества и параметров нефти сырой (МБСНУ) Киргизовского месторождения,
Производитель
Изготовитель - ООО "Корпорация Уралтехнострой"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Уфа
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Статистика
Кол-во поверок - 2
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2564 от 2018.12.04 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ООО "Корпорация Уралтехнострой"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
65511-16 27.10.2021 |
Установки измерительные групповые автоматизированные, АГЗУ-УТС ООО "Корпорация Уралтехнострой" (РОССИЯ г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
73429-18 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения, Нет данных ООО "Корпорация Уралтехнострой" (РОССИЯ г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
73428-18 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения, Нет данных ООО "Корпорация Уралтехнострой" (РОССИЯ г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
73427-18 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения, Нет данных ООО "Корпорация Уралтехнострой" (РОССИЯ г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
|
75087-19 |
Система измерений количества и показателей качества нефти № 1517 (СИКН) на ЦПС. Расширение Среднеботуобинского НГКМ ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча", Нет данных ООО "Корпорация Уралтехнострой" (РОССИЯ г. Уфа) |
ОТ МП |
1 год |
|
83269-21 27.09.2026 |
Расходомеры многофазные, Урал-МР ООО "Корпорация Уралтехнострой" (РОССИЯ г. Уфа) |
ОТ МП |
4 года |
После предварительного распознавания графических файлов с описаниями типов СИ появилась возможность осуществлять полноценный поиск по их содержимому.
Для осуществления поиска необходимо ввести искомое слово или словосочетание (от 5 символов) и нажать кнопку "Поиск в БД".
Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения (Нет данных)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО ИК "СИБИНТЕК" (RA.RU.311951) | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 |
Стоимость поверки Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СИКНС разделено на два структурных уровня - верхний и нижний. К нижнему уровню относится контроллер измерительный FloBoss S600+. Контроллер выполняет функции определения массы сырой нефти, передачи информации на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО относится конфигурационный файл контроллера - файл, отражающий характеристики конкретного технологического объекта, на котором применяется контроллер, в том числе выбранные вычислительные алгоритмы, константы и параметры физического процесса.
К ПО верхнего уровня относится ПО АРМ Оператора МБСНУ Бузеровского месторождения, выполняющие функции расчета массы нетто сырой нефти, отображения объектов и механизмов технологического блока на графическом экране, визуальной индикации процессов, сбора и обработки информации.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллера измерительного FloBoss S600+
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
LinuxBinary.app |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
06.25 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
1990 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC16 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ Оператора МБСНУ Бузеровского месторождения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
24H.xlsm |
2H.xlsm |
Act part.xlsm |
kmh.xlsm |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
9M12iXE FaxipTkeI 6x5sgA |
tqBWfPX4s kYtdGaBiJ SVdA |
XpYQXECyD hvMwYO7hk8 F6Q |
NgRG8DZbuE pZp8nlG1v4G w |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Part.xlsm |
passport_part.xl sm |
Smena.xlsm |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО | |||
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
3UOwk140vi Mnd7HpXTDo vw |
xXfc7NwnNe69 3U7yFsU9CQ |
ebDQEyndd7p lSWKS8LTQr A |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
Окончание таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
Идентификационное наименование ПО |
report.bmo |
Passport.PDL |
KMH.PDL |
Reports.PDL |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
NSQTbuJIiH bBqQrcmyFo cA |
zxefqUXbhh LyK7zgY/aV xw |
nr1WeY+L3Ri BUy6BF6OS+ w |
gIqbqYOM5iWv rt40ENl23w |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
MD5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМН 778-2018 «Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения», утверждена ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика», ФР.1.28.2019.33486.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения
Приказ Минэнерго России от 15 марта 2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0222-18 МП «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения. Методика поверки» с изменением №1, утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20 августа 2020 г.
Основные средства поверки:
-
- установка поверочная счетчиков жидкости «УПСЖ-400/1500» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31154-06). Предел относительной погрешности измерений объема 0,05 %;
-
- термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32777-06). Предел допускаемой доверительной абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- термостаты переливные прецизионные ТПП-1.0 и ТПП-1.3 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33744-07), нестабильность поддержания температуры ± 0,01 °С;
-
- калибратор давления пневматический Метран-505 Воздух (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 42701-09), предел допускаемой погрешности класса точности 0,015 составляет ± 0,015 %;
-
- манометры грузопоршневые МП-60М, класс точности 0,01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 47334-11), предел допустимой относительной погрешности ± 0,01 %;
-
- средства измерений в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Корпорация Уралтехнострой» (ООО «Корпорация Уралтехнострой»)ИНН 0275022471
Адрес: 450065, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Свободы, д.61
Тел: (347) 279-20-61, 279-20-63
E-mail: info@uralts.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика») Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2аТел: (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
Измерения массы сырой нефти выполняют прямым методом динамических измерений с помощью счётчика-расходомера массового и системы сбора и обработки информации.
Массу нетто сырой нефти определяют как разность массы сырой нефти и массы балласта. Массу балласта определяют как сумму массы воды, растворенного газа, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Конструктивно СИКНС состоит из двух идентичных измерительных линий (одна рабочая, одна резервная, далее - ИЛ) и системы сбора и обработки информации (СОИ).
На каждой ИЛ установлены следующие средства измерений:
-
- Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 45115-16);
-
- Датчик давления Метран-150 модели TG2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32854-13);
-
- Преобразователь измерительный Rosemount 644 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 56381-14);
-
- Термопреобразователь сопротивления Rosemount 0065 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53211-13);
-
- Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 51343-12);
-
- Пробоотборник Отбор-А-Р-слив (полнопоточное исполнение).
СОИ обеспечивает сбор, хранение и обработку измерительной информации. В состав СОИ входят: вторичный преобразователь счетчика-расходомера массового Micro Motion CMF300, контроллер измерительный FloBoss S600+ (регистрационный номер в федеральном информационном фонде 64224-16), одно автоматизированное рабочее место оператора на базе персонального компьютера, оснащенного монитором, клавиатурой и печатающим устройством.
Обеспечена возможность пломбирования, нанесения оттисков клейм или наклеек на средства измерений, входящие в состав СИКНС, в соответствии с МИ 3002-2006.
СИКНС обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне (т/ч);
-
- автоматическое вычисление массы сырой нефти в рабочем диапазоне расхода (т);
-
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа), объемной доли воды в сырой нефти (%);
- вычисление массы нетто сырой нефти (т) с использованием результатов измерений содержания воды, растворенного газа, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти;
- автоматический и ручной отбор проб сырой нефти;
- регистрацию и хранение результатов измерений, формирование интервальных отчётов, протоколов, актов приема-сдачи сырой нефти, паспортов качества сырой нефти.
Таблица 5 -
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения, зав.№ 1242.2.00.00.000 |
- |
1 шт. |
|
Руководство по эксплуатации |
1242.2.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
«ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Бузеровского месторождения. Методика поверки» с изменением № 1 |
НА.ГНМЦ.0222-18 МП |
1 экз. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % |
±0,25 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %: - в диапазоне измерений массовой доли воды (при измерении содержания воды в лаборатории): от 0,2 до 10 % включ. |
±2,5 |
|
св. 10 до 20 % включ. |
±4,0 |
|
св. 20 до 50 % включ. |
±7,5 |
|
св. 50 до 70 % включ. |
±14,0 |
|
св. 70 до 85 % включ. |
±30,5 |
|
св. 85 до 90 % включ. |
±47,0 |
|
- в диапазоне измерений объемной доли воды (при измерении содержания воды влагомером): от 0,2 до 5 % включ. |
±2,5 |
|
св. 5 до 30 % включ. |
±3,0 |
|
св. 30 до 90 % включ. |
±14,0 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
нефть сырая |
|
Рабочий диапазон измерений расхода, т/ч |
от 13,6 до 78,54 |
|
Рабочий диапазон температуры, °С |
от +10 до +20 |
|
Рабочий диапазон давления в СИКНС, МПа (изб.) |
от 0,05 до 0,4 |
|
Диапазон плотности сырой нефти при +15 °С, кг/м3 |
от 895,0 до 935,0 |
|
Диапазон плотности пластовой воды при +15 °С, кг/м3 |
от 1000,0 до 1162,5 |
|
Диапазон плотности растворенного газа при +20 °С, кг/м3 |
от 1,0 до 2,0 |
|
Объемная доля воды, % |
от 0,2 до 90,0 |
|
Объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более |
1,5 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, г/дм3, не более |
240,4 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,1 |
|
Массовая доля серы, %, не более |
3,48 |
Продолжение таблицы 4
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Массовая доля смол селикагелевых, %, не более |
8,28 |
|
Массовая доля асфальтенов, %, не более |
6,84 |
|
Массовая доля парафинов, %, не более |
3,63 |
|
Коэффициент динамической вязкости в рабочих условиях, мПа^с, не более |
243 |
|
Параметры электрического питания: | |
|
- напряжение переменного тока, В |
220 |
|
- частота переменного тока, Гц |
50 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
125 |
|
Габаритные размеры средства измерений, мм, не более: | |
|
- высота |
5470 |
|
- ширина |
5275 |
|
- длина |
11948 |
|
Масса, кг, не более |
2700 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- температура окружающей среды, °С |
от -47 до +42 |
|
- относительная влажность, %, не более |
84 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 96 до 104 |
|
Средний срок службы, лет |
15 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
11500 |
|
Режим работы СИКНС |
периодический |