Номер по Госреестру СИ: 58005-14
58005-14 Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» (далее - система) предназначена для измерений массы, массового расхода и параметров сверхвязкой нефти сырой, поступающей со скважин Пионерского месторождения и подлежащей сдаче на ДНС-4 «Азат» НГДУ «Нурлатнефть».
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 148563
ID в реестре СИ - 370963
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ООО "Татинтек"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Альметьевск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1115 от 2014.07.22 Об утверждении типов средств измерений (Регистрационный номер в Гос. реестре СИ 55966-14, 57970-57984-14, 57985-58010-14, 46057-14, 58011-58016-14)
№189 от 2023.01.31 О закреплении документов национальной системы стандартизации за техническим комитетом по стандартизации "Средства надежного хранения и безопасности" (ТК 228)
Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" (Нет данных)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ООО "Татинтек"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
50445-12 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Западно-Коммунарская" ОАО "Самаранефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
58004-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Южно-Сунчелеевского месторождения НГДУ "Нурлатнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
58005-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
58006-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Студеного месторождения НГДУ "Нурлатнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
58007-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Аксубаево-Мокшинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
58181-14 20.08.2019 |
Расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые , РЕЗОНАНС ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
4 года |
|
58523-14 |
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Азево - Салаушского месторождения НГДУ "Прикамнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
59163-14 26.11.2019 |
Влагомеры поточные скважинной продукции, ПВСП-01 ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ |
1 год |
|
59921-15 |
Система измерений количества и показателей качества нефти сырой на выходе месторождения ЗАО "ХИТ Р" и ООО "Садакойл", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60280-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе ЦППН Тунгор ООО "РН-Сахалинморнефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60281-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой, расположенная на выходе месторождения Набиль ООО "РН-Сахалинморнефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60356-15 |
Система измерений количества и показателей качества нефти на выходе месторождения Сабо ООО "РН-Сахалинморнефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60617-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Западное Сабо ООО "РН-Сахалинморнефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60618-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Мухто ООО "РН-Сахалинморнефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60619-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Мирзоева ООО "РН-Сахалинморнефтегаз", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
60853-15 04.06.2021 |
Установки переносные учета добываемой скважинной продукции, Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
2 года |
|
61321-15 |
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Елабужского месторождения НГДУ "Прикамнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
62929-15 25.12.2020 |
Расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые , РЕЗОНАНС-Д ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
4 года |
|
64905-16 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ООО "ППН-Сервис" при УКПН "Шешма", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
65323-16 |
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Бурдинского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
66023-16 |
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
66354-16 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЗАО "Татех" при НПС-1 ООО "ППН-Сервис", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
67010-17 |
Система измерений количества и показателей качества нефти АО "Татех" при НПС-1 ООО "ППН-Сервис", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
68046-17 |
Установки поверочные передвижные, СИН ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
72121-18 |
Установка поверочная, УЭПМ-АТ-600 ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
73782-19 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой Камышлинского месторождения НГДУ "Нурлатнефть", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
1 год |
|
76610-19 15.11.2024 |
Установки переносные учета добываемой скважинной продукции, ПУУ ДСП "Татинтек" ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
2 года |
|
77084-19 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа (СИКГ) на ДНС-2 Ван-Еганского месторождения на КС "Тюменская" АО "ННП", Нет данных ООО "Татинтек" (РОССИЯ г.Альметьевск) |
ОТ МП |
2 года |
Иркутск - город в России, административный центр Иркутской области, образует отдельное муниципальное образование Иркутск со статусом городского округа как единственный населенный пункт в его составе.
Население города составляет 617 264 человек, шестой по величине город в Сибири, двадцать пятый по величине город в России.
Расположен в Восточной Сибири, на берегах реки Ангары, при впадении в нее реки Иркут. Климат резко континентальный со значительными перепадами температур. Из-за близости к сейсмически активному Байкальскому разлому слабые землетрясения происходят регулярно.
Крупный научно-образовательный центр с более чем ста тысячами студентов. Промышленность включает авиастроение, гидроэнергетику и производство продуктов питания. Транспортный узел на Транссибирской магистрали и федеральных трассах "Байкал" и "Сибирь".
В Иркутске расположены офисы Восточно-Сибирской железной дороги, Иркутскэнерго, Востсибуголь, Иркутской нефтяной компании; главный офис Байкальского банка Сбербанка России. Научно-исследовательский центр "Иргиредмет" оказывает поддержку в добыче и переработке металлических руд и алмазов.
Отчет "Анализ рынка поверки в Иркутске" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Иркутск.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" (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 |
|---|
Стоимость поверки Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ "Нурлатнефть" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
ПО системы (контроллеры измерительно-вычислительные OMNI 6000, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора «RATE АРМ-оператора РУУН 2.3-11 АВ») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически не значимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификаци онный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие иден-тификацион-ные данные (если имеются) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000 |
24.75.04 |
9111 |
- |
CRC16 |
Продолжение таблицы 1
|
«RATE АРМ-оператора» РУУН 2.3-11 АВ |
2.3.1.1 |
B6D270DB |
- |
CRC32 |
Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем: разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.
ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров путем введения логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования.
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню защиты «С» по МИ 3286-2010 «Рекомендация. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в левом верхнем углу титульного листа инструкции по эксплуатации системы типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийДокумент «ГСИ. Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть», (утвержденная ФГУП «ВНИИР», свидетельство об аттестации № 01.00257-2008/24309-11 от 28 декабря 2011 г. ФР.1.29.2012.11644).
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой Студеного месторождения НГДУ «Нурлатнефть»
Техническая документация ООО «ЭнергоТехПроект».
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 0100-9-2013 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть». Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» 17 февраля 2013 г.
Основное поверочное оборудование:
-
- Установка поверки мобильная эталонная СИКН МЭУ-100-4,0: диапазон воспроизводимых массовых расходов от 5,3 до 420 т/ч; пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массового расхода ±0,11%;
-
- калибратор температуры модели АТС 156 В, диапазон воспроизводимых температур от минус 20 до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
-
- калибратор многофункциональный модели ASC 300-R: внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений;
-
- Государственный первичный специальный эталон единицы объемного влагосо-держания нефти и нефтепродуктов ГЭТ 87-2011, в составе средств измерений и вспомогательных устройств, определяемом паспортом эталона;
-
- устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20,0 мА, пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты и периода следования импульсов
лист № 5 всего листов 5 ± 5*10-4 в диапазоне от 0,1 до 15000,0 Гц, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5*108 имп.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходо-метрии» (ФГУП ВНИИР)Юридический адрес: Россия, РТ, г. Казань, ул. 2-ая Азинская, д. 7 А Тел.: 8 (843) 272-70-62, факс: 8 (843) 272-00-32, e-mail: vniirpr@bk.ru
Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением расходомеров массовых. Выходные электрические сигналы расходомеров массовых поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства и состоящей из входного и выходного коллекторов, блока фильтров, блока измерительных линий, узла подключения передвижной поверочной установки, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему.
Система состоит из двух (одного рабочего, одного резервно - контрольного) измерительных каналов массы и массового расхода сырой нефти, температуры, избыточного давления, разности давления, объемной доли воды в сырой нефти, системы сбора и обработки информации, в которые входят следующие средства измерений:
-
- расходомер массовый Promass 83F (далее - МР), зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15201-11;
-
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ, Госреестр № 42678-09;
-
- преобразователь (избыточного) давления измерительный Cerabar S PMP 71 зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;
-
- преобразователи (разности) давления измерительные Deltabar S PMD75, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 41560-09;
-
- термопреобразователь сопротивления платиновый TR 62, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 26239-06;
-
- манометр сигнализирующий показывающий МП160юН, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
-
- манометр показывающий сигнализирующий МП100Н, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №47452-11;
-
- термометр ртутный, стеклянный лабораторный ТЛ-4, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под №303-91;
-
- контроллер измерительно-вычислительный OMNI 6000, зарегистрирован в Федеральном информационном фонде обеспечения единства измерений под № 15066-09;
-
- программное обеспечение контроллера OMNI 3000/6000 имеет свидетельство № 2301-05м-2009 ФГУП ВНИИР об аттестации алгоритма и программного обеспечения средств измерений;
-
- Rate. автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора УУН РУУН 2-07 АВ (Свидетельство о метрологической аттестации № 21002-11).
Система обеспечивает выполнение следующих функций:
-
- автоматическое измерение массы и массового расхода сырой нефти в рабочем диапазоне расхода, (т), (т/ч);
-
- автоматическое измерение температуры (°С), давления (МПа) и объемной доли воды (%) в сырой нефти;
-
- измерение температур и давления в сырой нефти с помощью показывающих средств измерений температуры и давления соответственно;
- автоматический и ручной отбор пробы сырой нефти;
-
- проведение поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) МР с применением поверочной установки (далее - ПУ);
-
- проведение КМХ МР по резервно- контрольному МР;
-
- формирование и архивирование в автоматизированном рабочем месте оператора значений результатов измерений;
-
- вывод на печать отчетных документов;
-
- защиту от несанкционированного доступа к изменению информации с помощью системы доступа с паролями;
-
- вычисление массы нетто сырой нефти с использованием результатов измерений плотности, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти.
Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может повлиять на результат измерений, средства измерений снабжены средствами защиты в соответствии с требованиями МИ 3002-2006 "ГСИ. Рекомендация. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок".
Таблица 2
|
Наименование характеристики |
Значение характеристи ки |
|
Измеряемая среда |
Нефть сырая |
|
Количество измерительных линий, шт. |
2 (1 рабочая, 1 контрольнорезервная) |
|
Диапазон расхода через систему измерений количества и показателей качества нефти, т/ч:
|
0,2 20,0 |
|
Вязкость кинематическая при 50 °С, мм2/с (сСт), не бо лее |
7000 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 930 до 1130 |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:
|
0,2 0,4 |
|
Рабочее давление, МПа:
|
0,1 4,0 |
|
Диапазон температуры, °С |
от 0 до плюс 40 |
|
Массовая доля воды, %, не более |
98,0 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
170000 |
Продолжение таблицы 2
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,8 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1, (ppm), не более |
40 |
|
Содержание свободного газа, % |
3,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти: |
±0,25 % |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти в диапазоне измерения объемной доли воды: от 0% до 5% |
±0,35 % |
|
от 5% до 10% |
±0,40 % |
|
от 10% до 20% |
±1,50 % |
|
от 20% до 50% |
±2,50 % |
|
от 50% до 70% |
±5,00 % |
|
от 70% до 85% |
±15,00 % |
|
от 85% до 98% |
± 60,0 % |