Номер по Госреестру СИ: 66023-16
66023-16 Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашско-го месторождения НГДУ «Прикамнефть» предназначена для непрерывного автоматизированного измерения массы нетто сырой нефти и объема попутного нефтяного газа в потоке газожидкостной смеси, транспортируемой с Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть»
Внешний вид.
Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть"
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 157443
ID в реестре СИ - 379843
Тип производства - единичное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ООО "Татинтек"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Альметьевск
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Простой и информативный отчёт, охватывающий все организации, аккредитованные на право поверки. В качестве исходной информации используются данные ФГИС АРЩИН за выбранный период в годах.
В отчете представлены данные по количеству поверок средств измерений, проводимых аккредитованными организациями на территории РФ.
Отчёт состоит из четырех круговых диаграмм и свободной таблицы. Диаграммы имеют возможность масштабирования и экспорта данных в Exel. Таблица обладает функцией поиска и сортировки по любой из колонок.
Сводная таблица имеет более 4000 строк, при этом, реальное количество аккредитованных организаций не превышает 2 тысяч. Существование дубликатов организаций вызвано разницей в написании наименований и преобразовании форм собственности организаций за все время ведения федерального фонда.
В таблице по каждой из организаций за выбранный временной интервал представлена следующая информация:
- Полное наименование организации
- Количество поверок
- Количество первичных поверок
- Количество периодических поверок
- Количество извещений о непригодности в шт.
- Количество извещений о непригодности в %
- Поверок за год (последние 365 дней)
- Среднее кол-во поверок в день за последний год (в году 365 дней)
- Среднее кол-во поверок в день за последний год (только рабочие дни при 5-ти дневке - 248 р.д.)
Круговые диаграммы демонстрирую доли поверок (всех поверок, периодических поверок, первичных поверок и извещений о непригодности) за выбранный временной интервал для самых "больших" организаций.
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
№1937 от 2016.12.21 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (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 |
Отчет "Количество поверок средств измерений в ФГИС АРШИН по областям измерений" состоит из круговой и столбчатых диаграмм, а также сводной таблицы. Графики являются интерактивными, а таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.
На круговой диаграмме показано распределение поверок средств измеренйи по следующим областямизмерений:
- БЫТОВЫЕ СЧЕТЧИКИ ВОДЫ
- ВИБРО АКУСТИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ
- ИЗМЕРЕНИЯ ВРЕМЕНИ И ЧАСТОТЫ
- ИЗМЕРЕНИЯ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
- ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ, ВАКУУМНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ
- ИЗМЕРЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
- ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКА, РАСХОДА, УРОВНЯ, ОБЪЕМА ВЕЩЕСТВ
- ИЗМЕРЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И СВОЙСТВ ВЕЩЕСТВ
- ИЗМЕРЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ИОНИЗИРУЮЩИХ ИЗЛУЧЕНИЙ И ЯДЕРНЫХ КОНСТАНТ
- ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ И МАГНИТНЫХ ВЕЛИЧИН
- ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ (ИС) И ЭЛЕМЕНТЫ ИС
- ОПТИЧЕСКИЕ И ОПТИКО-ФИЗИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ
- РАДИОЭЛЕКТРОННЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ
- СИ БИОАНАЛИЗА
- СИ В СИСТЕМАХ СВЯЗИ
- СИ ДЛЯ НАНОИНДУСТРИИ
- СИ МЕДИЦИНСКОГО НАЗНАЧЕНИЯ
- СИ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ
- СИ ПАРАМЕТРОВ СОСТОЯНИЯ ЗЕМЛИ
- СИ СЛУЖБ ЭКОЛОГИИ
- СИ ХАРАКТЕРИСТИК СРЕДСТВ ТРАНСПОРТА
- СЧЕТЧИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
- ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕМПЕРАТУРНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ
Диаграмма строится по всем поверкам, имеющимся в АРШИН. Стоит отметить, что сумма всех поверок по областям измерений превышает объём поверок имеющихся в АРШИН. Это связано с тем, что некоторые типы СИ входят одновременно в несколько областей измерений.
Столбчатая диаграмма демонстрирует то же распределение поверок по областям измерений, что и круговая, но в динамике по годам. Причем, для удобства читаемости графика есть возможность посредством фильтра выбрать только нужные года.
В завершении отчета приведена сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации.
Каталог СИ, используемый в сервисе ОЕИ-Аналитика имеет трехуровневую структуру вида: области измерений (более 20), разделы областей измерений (более 250) и группы СИ (более 10 тыс.).
При разработке каталога были использованы как существующие кодификаторы: МИ 2803-2014, МИ 2314-2006, МИ 2314-2022, так и собственные наработки. Перед применением каталог был адаптирован и обогащен данными из реального реестра, утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН.
Кто поверяет Система измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (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 измерительная блочно-модульная СИБМ Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ "Прикамнефть" (Нет данных)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИБМ - автономное. Функции программного обеспечения: 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).
ПО реализует функции системы в комплексе измерительно-вычислительном (ИВК) "ЗОДИАК» и в преобразователе расчетно-вычислительном «ТЭКОН-19».
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | ||
|
Наименование ПО |
ППК «ЗОДИАК» (основной) |
ППК «ЗОДИАК» (резервный) |
ТЭКОН-19 |
|
Идентификационное наименование ПО |
ZychSIBM 427 crr.efk |
ZychSIBM 427 crr.efk |
Т19-05М |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
11022.110.0 |
11022.110.0 |
76.03 |
|
Цифровой идентифика- |
9D99EEEA2F3 5F971F40 |
9D99EEEA2F3 5F971F40 |
7АЕ3А094 |
|
тор ПО |
10545EBD3D302C54C75 B5B6A343B0D5F8E6F2D 00E0DD09B38768A5199 C9942414D557F15682F9 269D3BCD6F07841A21F A538CAAE132BC |
10545EBD3D302C54C75 B5B6A343B0D5F8E6F2D 00E0DD09B38768A5199 C9942414D557F15682F9 269D3BCD6F07841A21F A538CAAE132BC | |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на маркировочную табличку, которая крепится снаружи блока технологического и в центре титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с использованием системы измерительной блочно-модульной для Зычебашского участка Зычебашского месторождения НГДУ «Прикамнефть» ПАО «Татнефть», свидетельство об аттестации № 0001.310069-2012/13-15.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерительной блочно-модульной СИБМ Зычебашского участка Зычебашского 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»
Поверка
Поверкаосуществляется 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.
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 м3/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.
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, E-mail: Secretar_CMR@tatintec.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский 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: office@vniir.org
СИБМ представляет собой единичный экземпляр (заводской № 003) и спроектирована для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного 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 измерительновычислительного «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 газонефтяной 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).
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.
Таблица 1
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
15201-11 |
Расходомер массовый Promass 40Е40-2513/0 40E40-AD6SACB1A4BA+ |
прямое измерения массового расхода нефтяного газа |
Система измерения качества попутного нефтяного газа |
DN40, PN4,0 МПа. Qmin=2,2 т/ч Qmax=22,5 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,5% |
|
15201-11 |
Расходомер массовый Promass 83F1H-7DU0/0 83F1H- AD6SAAC1AEAA+ |
прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти |
Измерительная линия нефти №1 |
DN100, PN4,0 МПа. Qmin=15 т/ч Qmax=200 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
|
15201-11 |
Расходомер массовый Promass 83F1H-7DU0/0 83F1H- AD6SAAC1AEAA+ |
прямое измерения массы (массового расхода) брутто и плотности сырой нефти |
Измерительная линия нефти №2 |
DN100, PN4,0 МПа. Qmin=15 т/ч Qmax=200 т/ч Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расхода ±0,05%. |
Продолжение таблицы 1
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
24604-12 |
Влагомер сырой нефти BCH-2 |
измерение объемной доли воды в нефти для вычисления массы (массового расхода) нетто сырой нефти |
Линия качества БИК |
DN100, PN4,0 МПа Диапазон измерения влагосодержания от 0 до 100%. Пределы допускаемой абсолютной погрешности: ±1,0 (при содержании воды от 50 до 70%); ±1,5% (при содержании воды от 70 до 100%). |
|
41560-09 |
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP 71-5AA1S211NAAA |
Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа |
Сепаратор НГС, измерительная линия нефти №1,2, СИКГ. |
Диапазон измерений -(0...4)МПа, пределы основной приведенной погрешности не более ±0,25%, выходной сигнал от 4 до 20 мА SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
|
41560-09 |
Преобразователь давления измерительный Deltabar S PMD75-5AA7H212CAA |
Измерение перепада давления |
Фильтры Ф101, Ф102 |
Диапазон измерений -от 0 до 300 кПа, пределы допускаемой основной погрешности - не более ±0,2, выходной сигнал от 4 до 20 мА SIL HART, взрывозащита -ATEX II 2G Ex d IIC T6 Gb |
|
37416-08 |
Комплекс измерительно-вычислительный «ЗОДИАК» |
Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема, массы нефти и газа |
Входит в состав СОИ |
Допускаемая относительная погрешность преобразования электрического сигнала и вычисление объема и массы нефти и газа равна ±0,05% |
Продолжение таблицы 1
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
24849-10 |
Преобразователь расчетно-измерительный ТЭКОН-19 |
Измерение электрических сигналов от первичных преобразователей и вычисление объема нефтяного газа |
Входит в состав СОИ |
Пределы допускаемой приведенной погрешности преобразования измеренных значений силы тока в значения физических величин, измеряемых первичным ИП при нормирующем значении, равном диапазону измерения ИП, ±0,0001%; пределы допускаемой относительной погрешности расчета расхода, объема, массы и количества газов и газовых смесей, приведенных к стандартным условиям, ±0,1% |
|
26803-11 |
Манометр МПТИ-У2 - 0...4 МПа - 0,6 |
Измерение избыточного давления сырой нефти и нефтяного газа |
коллекторы БТ, измерительная линия газа №1, изме-рительн. линии нефти №1,2, сепаратор, фильтры |
Диапазон измерений от 0 до 4 МПа, класс точности 0,6, присоединением к процессу - наружная резьба М20х1,5, радиальный, диаметр корпуса 160 мм, температура окружающей среды от -50 до +60 °C, IP53 |
|
29935-05 |
Термопреобразователь универсальный ТПУ 0304 Exd/M1 |
Измерение температуры воздуха |
БТ, БА |
Вид взрывозащиты -1ExdIICT5, длина монтажной части - 80 мм; абсолютное значение пределы допускаемой основной приведенной погрешности ±0,25%; диапазон преобразуемых температур от -50 до+200 °С; выходной сигнал от 4 до 20 мА |
Окончание таблицы 1
|
Регистрационный номер |
Наименование |
Назначение |
Место расположения |
Технические характеристики |
|
26239-06 |
Датчик температуры Е-Н TR63 |
Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа |
Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти |
Вид взрывозащиты -ATEX II 2 GD Ex d IIC, пределы допускаемой 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 |
|
303-91 |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 |
Измерение температуры сырой нефти и нефтяного газа |
Измерительная линия газа, выходной коллектор нефти |
Диапазон измерений -от 0° до +55°С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С, цена деления -0,1 °С, термометрическая 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 .
Таблица 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефть сырая |
|
Количество измерительных линий БИЛ, шт. |
1 рабочая, 1 контрольная |
|
Количество измерительных линий ГИЛ, шт. |
1 рабочая |
|
Диапазон измерений расхода, т/ч |
от 10 до 80 |
|
Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт), не более |
180 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 1005 до 1166 |
|
Газовый фактор при температуре измеряемой среды +20 °С и избыточном давлении равном нулю, м3/т | |
|
- минимальная |
0,9 |
|
- максимальная |
43,5 |
|
Плотность попутного нефтяного газа при температуре измеряемой среды +20 °С и избыточном давлении равном нулю, кг/м3 |
1,31 |
Окончание таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Суммарные потери давления в системе при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более - при проведении измерений |
0,2 |
|
- при проведении поверки и контроля метрологических характеристик |
0,4 |
|
Давление измеряемой среды, МПа, не более |
4,0 |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от +5 до +50 |
|
Объемная доля воды, % - минимальная |
50 |
|
- максимальная |
95 |
|
Давление насыщения сырой нефти, МПа |
от +4,2 до +7,3 |
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более |
20000 |
|
Массовая доля механических примесей, %, не более |
0,2 |
|
Содержание свободного газа |
отсутствует |
|
Режим работы системы |
непрерывный |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, % |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы нетто сырой нефти, %: при содержании воды в сырой нефти, от 0 до 70% включ. |
±6,0 |
|
от св. 70 до 95% включ. |
±15,0 |
|
от св. 95 до 98% |
±30,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении объема попутного нефтяного газа, %: |
±5,0 |
|
Напряжение переменного тока, В трехфазное |
380 |
|
двухфазное |
220 |
|
Частота, Гц |
50 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающего воздуха, °С |
от -47 до +50 |
|
- относительная влажность окружающего воздуха, % |
86 |
|
- атмосферное давление, кПа |
от 80 до 120 |