При расшифровке номера КРС может возникнуть ситуация, когда некоторые данные о животном отсутствуют или недоступны. Как работает КРС (Капитальный ремонт скважин). При расшифровке номера КРС может возникнуть ситуация, когда некоторые данные о животном отсутствуют или недоступны. Главная» 2024» Апрель» 25» Издание «Московская газета» пишет о проблеме уничтожения крупного рогатого скота в ряде регионов России в связи с эпидемией узелкового дерма. NM$ = Индекс пожизненной прибыли NM$ — это значение генетического индекса, рассчитываемое Советом по селекции молочных пород КРС США (CDCB).
Что такое КРС в сельском хозяйстве
- Читайте также
- Порядок и образец заполнения формы № 1-КСР (нюансы)
- Какой смысл несет номер каждого КРС?
- Из Википедии — свободной энциклопедии
- В части Красноярского края ввели режим ЧС из-за опасной инфекции у коров
КРС – расшифровка аббревиатуры
Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока.
Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.
Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору.
После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, то есть довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.
И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса.
Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса. Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов. Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска.
Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором. Принцип работы насосов заключается в следующем.
При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.
Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы. Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.
Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.
При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию ДНС или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. В БТ размещены: основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой; инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА; аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа. В БА размещены: устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой ШС с управлением приводами исполнительных механизмов; устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА; устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла; инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа.
Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4. Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки. Продукция скважин ГЖС газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ переключателе скважин многоходовом либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.
Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы. При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5.
Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1.
CCR: Оплодотворяемость коров Способность дойной коров к зачатию — определяется как процент осемененных коров, которые становятся стельными при каждом осеменении. Значение CCR 1. HRel: процент достоверности показателей признаков здоровья быка Признаки здоровья и отелы SCE: Легкость отелов по быку Прогнозируемый процент сложных отелов у первотелок , оплодотворенных семенем данного быка. Сложными считаются отелы с оценкой «3», «4» или «5» по шкале от 1 до 5. DCE: Легкость отелов дочерей Прогнозируемый процент сложных первых отелов у дочерей данного быка.
Соответствующее постановление подписал заместитель губернатора региона Сергей Верещагин. В четверг, 7 декабря, на перечисленных выше территориях ввели режим повышенной готовности. Согласно документу, МЧС рекомендуется обеспечить непрерывную работу оперштаба по предупреждению ЧС, оценке обстановки и координации сил.
Службе по ветеринарному надзору рекомендовано разработать план ликвидации очагов болезни, осмотреть и вакцинировать восприимчивых животных и заниматься лечением больных.
I Единых требований к порядку формирования информационного ресурса, утв. Приказом ФНС России от 18. Причем КРСБ открывают отдельно по каждому налогу, уплачиваемому налогоплательщиком: по каждому КБК, закрепленному за налоговиками, и коду ОКТМО муниципального образования, на территории которого мобилизуются денежные средства п. II Единых требований. А если по одному налогу организация или ИП выступает одновременно и налогоплательщиком, и налоговым агентом, то ей также заведут две самостоятельные КРСБ с разными статусами организации п. I Единых требований.
Номера КРС: что они означают
«Поскольку у скота заболевание развивается не так, как это обычно происходит при заражении высокопатогенным гриппом птиц. Согласно этим данным, численность КРС после Второй мировой войны была в разы выше, чем сегодня. Режим ЧС ввели девятого декабря в девяти районах края из-за заразного узелкового дерматита крупного рогатого скота. "В целях защиты населения и территорий, ликвидации последствий чрезвычайной ситуации, связанной с выявлением заразного узелкового дерматита крупного рогатого скота.
Крс и прс расшифровка. Порядок приемки скважин после ПРС, КРС
Заболевание крупного рогатого скота выявили на территориях Минусинского, Ермаковского, Идринского, Каратузского, Краснотуранского, Курагинского, Новоселовского, Ужурского и Шушенского районов. Соответствующее постановление правительства Красноярского края опубликовано на официальном сайте. В документе говорится, что режим ЧС в районах ввели в 15:00 9 декабря. Согласно постановлению, главное управление МЧС по краю должно обеспечить работу оперативного штаба для ликвидации ЧС. Служба ветеринарного надзора обязана разработать и утвердить план по ликвидации очагов заболевания, осматривать восприимчивых животных и вакцинировать их, вылечить больной скот лекарственными препаратами.
Минэкологии также должно следить за состоянием восприимчивых животных.
Это оценка прогнозируемого количества жира, которое дочь быка произведет в течение жизни. Показатели легкости отёла SCE — легкость отела от быка — процент отелов с родовспоможением на 100 отелов от данного производителя. DCE — легкость отела дочерей - склонность дочерей конкретного быка иметь больше или меньше осложнений при отеле, по сравнению с показателями средней коровы в индустрии, а также рождать телят легче или сложнее. Характеристики уровня менеджмента SCS - суммарный показатель соматических клеток, показывает сопротивляемость организма животного к воспалению вымени. Чем ниже данный показатель, тем лучше.
PL — показатель продуктивной жизни. Показывает дополнительное увеличение жизни и числа месяцев в лактации по сравнению со средним по породе. Он напрямую зависит от показателей наследственной продуктивности и линейного типа, особенно по характеристикам вымени. Прогнозируемая продуктивная способность определяется при помощи селекционных данных Ассоциации по улучшению молочного скота DHIA. Срок продуктивного использования включает в себя все дойные месяцы по достижению коровой семи лет с максимальным периодом лактации 10 месяцев. SCR - показатель оплодотворяющей способности быка-производителя.
Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной. И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса. Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов. Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска.
Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором. Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы.
Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления. Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию ДНС или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.
В БТ размещены: основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой; инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА; аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа. В БА размещены: устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой ШС с управлением приводами исполнительных механизмов; устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА; устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла; инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа. Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4. Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки. Продукция скважин ГЖС газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ переключателе скважин многоходовом либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора. Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы. При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора.
По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит скважины в м3 фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1. В случае оснащения АГЗУ приборами КИПиА, газообразная фаза попутный нефтяной газ из верхней части сепаратора поступает по газовой линии, оборудованной запорной и регулирующей арматурой через расходомер газа в выходной коллектор. При этом происходит измерение расхода газа. При достижении в сепараторе установленного верхнего уровня жидкости сырой нефти включая пластовую воду , средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора в режим слива жидкости. В результате жидкостная линия открывается, а газовая линия закрывается для создания избыточного давления в сепараторе, обеспечивающего поступление жидкости в жидкостную линию, оборудованную запорно-регулирующей арматурой и расходомером жидкости, и далее в выходной коллектор.
При этом измеряется расход жидкости. При достижении в сепараторе нижнего уровня жидкости, средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора. При этом жидкостная линия закрывается, а газовая открывается, сепаратор вновь переходит в режим накопления жидкости с измерением расхода газа. Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина. Узел переключения скважин позволяет направить поток ГЖС всех подключенных к установке скважин «на байпас» и далее в выходной коллектор. Этот режим позволяет производить сервисные и ремонтные работы на оборудовании АГЗУ.
Реалии»; Кавказ. Реалии; Крым. НЕТ»; Межрегиональный профессиональный союз работников здравоохранения «Альянс врачей»; Юридическое лицо, зарегистрированное в Латвийской Республике, SIA «Medusa Project» регистрационный номер 40103797863, дата регистрации 10. Минина и Д. Кушкуль г.
КРС – расшифровка аббревиатуры
Причиной развития заболевания у скота является поражение организма специфическим вирусом. Platform. Join. КРС РФ l news. 141 subscribers. 1. Расшифровка аббревиатуры «КРС» в сельском хозяйстве: КРС в сельском хозяйстве расшифровывается как «Крупный Рогатый Скот». Так, крупный рогатый скот необходимо промаркировать и поставить на учет не позднее 1 сентября 2024 года. У нас собрано более 48000 аббревиатур с более чем 102000 способами их расшифровки. В девяти районах крупный рогатый скот страдает из-за узелкового дерматита.
Учет сельскохозяйственных животных: что нужно знать владельцу
КРС. Кобзев, Рощин, Севостьянов. разработчики трансивера. Как объяснили власти, режим ЧС введён с целью обеспечения защиты населения, а также территорий, где обнаружено заболевание скота. Владелец сайта предпочёл скрыть описание страницы. Весь крупный рогатый скот, лошадей, верблюдов, а также животных из приютов и культурно-зрелищных учреждений будут маркировать индивидуально. КРС – аббревиатура, которая широко используется в сфере животноводства и относится к крупному рогатому скоту.
В России сокращается поголовье КРС
Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.
Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки.
После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде.
Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору.
После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, то есть довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.
Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной. И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип.
Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.
Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов. Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска.
Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.
Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером.
Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы.
Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.
Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин.
К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию ДНС или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.
В БТ размещены: основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой; инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА; аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа. В БА размещены: устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой ШС с управлением приводами исполнительных механизмов; устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА; устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла; инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа. Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4.
Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки. Продукция скважин ГЖС газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ переключателе скважин многоходовом либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.
Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы. При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора.
По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.
Измеряемый дебит скважины в м3 фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1. В случае оснащения АГЗУ приборами КИПиА, газообразная фаза попутный нефтяной газ из верхней части сепаратора поступает по газовой линии, оборудованной запорной и регулирующей арматурой через расходомер газа в выходной коллектор.
При этом происходит измерение расхода газа.
Работа, направленная на своевременную профилактику и выявление особо опасных в том числе и для человека заболеваний ведется непрерывно, благодаря чему эпизоотическая обстановка на территории Мурманской области находится под контролем и остается стабильно-благополучной на протяжении многих лет. Это гарантирует отсутствие опасности заражения людей через инфицированные опасными возбудителями болезней продукты животного происхождения, а также снижает риски экономических потерь со стороны производителей таких продуктов.
Так, в рамках исполнения Плана противоэпизоотических мероприятий на территории Мурманской области, ветеринарными специалистами Государственного областного ветеринарного учреждения» Мурманская областная станция по борьбе с болезнями животных» далее — Учреждение в конце апреля 2024 года был осуществлен выезд в одно из сельскохозяйственных предприятий области - ОАО «Индустрия» , Апатитского района, для проведения массового отбора проб крови от крупного рогатого скота. Отбор проб биологического материала кровь осуществлялся ветеринарными специалистами для проведения плановых лабораторных исследований по таким значимым в сельском хозяйстве заболеваниям как бруцеллез и лейкоз. Всего ветеринарными специалистами Учреждения осуществлен отбор проб для исследования на бруцеллез — 1450 пробы и лейкоз — 1400 проб.
Всего ветеринарными специалистами Учреждения осуществлен отбор проб для исследования на бруцеллез — 1450 пробы и лейкоз — 1400 проб. Отбор проб и лабораторные исследования биологического материала от восприимчивых проводятся на территории Мурманской области на регулярной основе. Бруцеллез - зоонозная, хронически протекающая инфекционная болезнь животных, характеризующаяся абортами у свиноматок - с мумификацией плодов , рождением мертвого или нежизнеспособного приплода, орхитами, эпидидимитами, артритами и бурситами при инфекционном эпидидимите баранов также возможно увеличение семенника семенников в объеме в 3-5 раз. Болезнь опасна для человека.
В случае возникновения заболевания в хозяйстве, все больные животные умерщвляются.
Россельхознадзор давно и последовательно выступает за введение учета и маркирования животных. Это необходимо для обеспечения прослеживаемости подконтрольных госветнадзору товаров, предотвращения распространения заразных болезней, в том числе и общих для человека и животных, а также оперативного выявления источника их распространения и быстрого поиска скота. Животные, содержащиеся в личных подсобных хозяйствах, также подвержены заболеваниям и могут быть источником болезни. Таким образом, они подлежат маркированию и учету даже, если их содержат не для продажи сельхозпродукции. Служба продолжает совершенствовать компонент «Хорриот», ведет постоянный диалог с профессиональным сообществом. Разработаны инструкции и справочный материал , организована техподдержка , создан телеграм-канал для обсуждения актуальных вопросов учета и маркирования.
Номера КРС: что они означают
По республике за I квартал 2024 года активное поголовье КРС составляет 2 141,3 тыс. голов, свиней – 2,3 тыс. голов, лошадей – 509,8 тыс. голов. [News] Эй, привет! Тот, кто учит язык! Правительство Красноярского края ввело режим чрезвычайной ситуации в связи с выявлением заразного узелкового дерматита крупного рогатого скота.
Как заполняется годовая форма 1-КСР
- КРС РФ l news – Telegram
- Что означают показатели в каталоге быков? Североамериканская оценка - BULL Селектсервис
- Значения аббревиатуры КРС
- Искать еще:
КРС – расшифровка аббревиатуры
Чем ниже данный показатель, тем лучше. PL — показатель продуктивной жизни. Показывает дополнительное увеличение жизни и числа месяцев в лактации по сравнению со средним по породе. Он напрямую зависит от показателей наследственной продуктивности и линейного типа, особенно по характеристикам вымени. Прогнозируемая продуктивная способность определяется при помощи селекционных данных Ассоциации по улучшению молочного скота DHIA. Срок продуктивного использования включает в себя все дойные месяцы по достижению коровой семи лет с максимальным периодом лактации 10 месяцев. SCR - показатель оплодотворяющей способности быка-производителя.
Базируется на подтвержденных фактах стельности коров после осеменения и выражает процентную разницу со средним нулевым показателем. Например бык с SCR, равным 2. DPR - показатель стельности дочерних особей. Измеряет плодовитость коров.
МВД рекомендуют организовать круглосуточную работу ДПС для недопущения ввоза сельхоз животных и продукции животного происхождения без ветеринарных документов из Хакасии и Тывы. Заразный узелковый дерматит — вирусная болезнь крупного рогатого скота. Среди симптомов болезни лихорадка, образование узелковых уплотнений, эрозий на коже и слизистых оболочках органов. Для людей заболевание не опасно. По данным Россельхознадзора, вспышки этого заболевания в России были в четырех регионах: в Тыве, Хакасии, Удмуртии и Амурской области.
В Тыве была одна вспышка — 1 ноября.
Телята при рождении — 10-15 кг, в возрасте 12 месяцев — 110—130 кг. Яка используют как молочное, мясное, рабочее и вьючное животное. Из молока готовят молочные продукты масло, сыр. Продолжительность лактации 46 месяцев. Продолжительность стельности у ячих около 260 дней. Гибридные самцы сарлыки с обычным скотом, как правило, потомства не дают, самки плодовиты и в предгорных условиях проявляют неплохую молочную продуктивность. Молоко ячих превосходит по вкусовым качествам молоко других домашних животных, в нём много белка, летучих жирных кислот. Як — позднеспелое животное, но в хороших условиях скороспелость повышается. Мясо грубоволокнистое, тёмно-красного цвета, с меньшим содержанием жира по сравнению с КРС.
Основное вьючное животное в высокогорьях Центральной Азии. Вьючный як поднимает до 160 кг груза и незаменим для передвижения по крутым горным тропам, где лошадь идти не может. Домашний як Bos grunniens. Бантенг Обитает в юго-восточной Азии, на п-ове Индокитай и на о-вах Малайского архипелага. Некоторые учёные считают его родоначальником зебу и азиатских пород КРС. Бантенг имеет средние размеры, хорошо развитые мышцы. Высота в холке у самок равна 140 см, у самцов — 160 см. Живая масса быков до 800 кг. Питается травой, молодыми побегами и листьями кустарников, проростками бамбука. У коровы обычно рождается один телёнок.
При спаривании с КРС даёт плодовитое потомство. Масть чёрная, шоколадно-коричневая, красно-коричневая преимущественно характерна для самок или жёлто-коричневая с белыми «чулками» и светлым пятном у хвоста. Телята золотистого цвета. Животные имеют массивные рога длиной до 30 см у самок и до 75 см у самцов, загнуты вверх в виде полумесяцев. Ранее бантенг служил объектом охоты местного населения; на о-вах Бали, Ява и в ряде других мест одомашнен. В результате скрещивания бантенга с зебу получен неприхотливый скот, который используется в Индонезии как тягловая сила и источник мяса и молока. Бантенг Bos javanicus. Гаур Крупнейший представ Гаял Bos frontalis. Гаял Bos frontalis. Питается различными травами, молодыми побегами бамбука и кустарников.
Численность гаура невелика и сокращается из-за частых эпизоотий ящура и других болезней. Одомашненная форма быка гаура — гаял. Животное крупное, высота в холке у самцов 150—160 см, у самок 140—150 см. По типу телосложения напоминает своего дикого предка. Представители этого рода используются для получения мяса, молока и как рабочее животное.
Порода коров Абердин Ангус характеристика. Айрширская порода промеры. Таблица для Айширской породы КРС. Породы молочной продуктивности КРС Голштинская. Классификация КРС мясного направления. Взятие промеров у КРС. Схема промеров КРС. Промеры КРС молочного направления. Конституция экстерьер и интерьер сельскохозяйственных животных. Индексы телосложения крупного рогатого скота. Рассчитать индексы телосложения коров.. Основные индексы телосложения КРС. Крупный рогатый скот показатели продуктивности таблица. Заболевания крупного рогатого скота список. Генетические аномалии крупного рогатого скота. Генетические болезни крупного рогатого скота. Аномалии крупного рогатого скота и их наследование. Прививки крупного рогатого скота таблица. Схема вакцинации телят. Схемы вакцинации крупного рогатого скота. Прививки телятам по возрасту. Выщипы на ушах КРС. Ушные выщипы для КРС. Способы мечения КРС выщипами. Цикл коровы для осеменения. Морфологические показатели крови КРС. Морфологические показатели крови КРС В норме. Топография тела крупного рогатого скота. Боковая реберная область у КРС. Области тела крупного рогатого скота области шеи. Области тела коровы анатомия. Голштинская Быков характеристика. Черно-пестрая порода коров характеристика. Характеристика черно-пестрой породы крупного рогатого скота. Черно пестрая корова характеристика. Таблица поголовья скота. Условное поголовье скота это. Движение поголовья скота таблица. Уменьшение поголовья КРС на хозяйстве. Оценка упитанности КРС. Породы мясного и молочного направления продуктивности скота. Молочная и мясная продуктивность крупного рогатого скота. Мышцы КРС анатомия. Мышечная система коровы. Мышцы коровы анатомия. Поверхностные мышцы туловища КРС. Исследование крови коровы в норме. Исследования крови коровы норма лейкограмма. Анализ крови при остром эндометрите КРС. Эндометрит крупного рогатого скота. Показатели биохимии крови коров в норме. Герефордская порода коров среднесуточный прирост. Ушные чипы для КРС. Как правильно бирковать КРС. Бирки для мечения КРС. Бирки для крупно рагатого скота. Показатели воспроизводства стада. Воспроизводство стада КРС. Структура поголовья КРС таблица. Структура стада крупного рогатого скота. Измеритель веса КРС методом. Таблица промеров КРС. Промеры телят КРС. Общий анализ крови телят показатели. Вирусный лейкоз крупного рогатого скота. Энзоотический лейкоз крупного рогатого скота. Лейкоз крупного рогатого скота симптомы. Кожная форма лейкоза КРС. Маклок у КРС. Последовательность жироотложения на туловище КРС. Оценка упитанности мясного скота. Оценка мясной продуктивности крупного рогатого скота.
Сельхозживотных заносят в электронную систему учета
КРС. Кобзев, Рощин, Севостьянов. разработчики трансивера. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны. это аббревиатура, которая используется для обозначения понятия "Крупнорогатый скот". Сокращение поголовья КРС может иметь серьезные последствия для отечественного сельского хозяйства и продовольственной безопасности страны в целом.
Порядок и образец заполнения формы № 1-КСР (нюансы)
Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной. И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса. Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов. Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска.
Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором. Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.
Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы. Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин. Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления. Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта. В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.
При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию ДНС или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа. В БТ размещены: основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой; инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА; аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа. В БА размещены: устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой ШС с управлением приводами исполнительных механизмов; устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА; устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла; инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа. Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4. Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки. Продукция скважин ГЖС газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ переключателе скважин многоходовом либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.
Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы. При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит скважины в м3 фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.
В случае оснащения АГЗУ приборами КИПиА, газообразная фаза попутный нефтяной газ из верхней части сепаратора поступает по газовой линии, оборудованной запорной и регулирующей арматурой через расходомер газа в выходной коллектор. При этом происходит измерение расхода газа. При достижении в сепараторе установленного верхнего уровня жидкости сырой нефти включая пластовую воду , средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора в режим слива жидкости. В результате жидкостная линия открывается, а газовая линия закрывается для создания избыточного давления в сепараторе, обеспечивающего поступление жидкости в жидкостную линию, оборудованную запорно-регулирующей арматурой и расходомером жидкости, и далее в выходной коллектор. При этом измеряется расход жидкости. При достижении в сепараторе нижнего уровня жидкости, средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора. При этом жидкостная линия закрывается, а газовая открывается, сепаратор вновь переходит в режим накопления жидкости с измерением расхода газа. Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически.
Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина. Узел переключения скважин позволяет направить поток ГЖС всех подключенных к установке скважин «на байпас» и далее в выходной коллектор. Этот режим позволяет производить сервисные и ремонтные работы на оборудовании АГЗУ. Сепаратор оборудован линией аварийного сброса давления, сброса газа на свечу через СППК сбросной предохранительный пружинный клапан. Для удаления загрязнений при очистке сепаратора промывкой и пропариванием имеются дренажные патрубки с запорной арматурой и смотровой люк. При эксплуатации малодебитных скважин с малым газовым фактором применяются АГЗУ, в которых не используются сепараторы.
В этом случае поток ГЖС измеряемой скважины после узла переключения скважин направляется на расходомер-счетчик жидкости типа СКЖ, который измеряет расход жидкости, а расход газа учитывается расчетным способом. В них отсутствует узел переключения скважин, ГЖС через входные задвижки подается на сепаратор, далее в жидкостную измерительную и газовую линии, выходной коллектор.
В это время мы узнаем, что в том месте, откуда перевозятся животные, зафиксирована вспышка сибирской язвы.
Конечно, сразу же все необходимые меры будут приняты не только в очаге заболевания, но и в отношении тех животных, что оттуда направляются в другое место. Помимо этого маркировка упростит и выдачу ветеринарных сертификатов: данные о каждом животном будут занесены в специальную базу данных. А это важное конкурентное преимущество не только на российском, но и на международном рынке.
Ведь маркированная продукция вызывает больше доверия у потенциальных покупателей. Для аграриев и ветслужб эта работа с нуля не началась. По некоторым видам животных маркирование даже уже перевалило через экватор.
К примеру, в Ярославской области, по данным государственной ветеринарной службы региона, в системе ФГИС "ВетИС" на 13 февраля были зарегистрированы две сотни лошадей 27 процентов от численности , более 60 тысяч голов крупного рогатого скота, или 67 процентов от всего поголовья, 15,5 с лишним тысячи овец и коз 93 процента. Даже в ярославских ЛПХ сегодня имеют необходимые бирки и учетные записи больше пяти тысяч коров и 4,7 тысячи овец и коз. Как пояснили в Министерстве сельского хозяйства Тульской области, в системе маркировки в регионе уже учтено около 82 процентов поголовья.
А в соседней Калужской в систему "Хорриот" внесены 86 процентов сельхозживотных. Для каждого вида животных определены свои методы маркировки: электронный чип, ошейник, ушная бирка В управлении ветеринарии Костромской области на запрос корреспондента "РГ" ответили, что во ФГИС "ВетИС - Хорриот" на сегодняшний день внесены сведения о 60 процентах поголовья крупного рогатого скота в области, о 46 процентах лошадей и 28 процентах мелкого рогатого скота. Профильные ведомства и Ярославской, и Костромской областей отмечают, что проблем с постановкой на учет животных нет и "регистрация в крупных сельхозкомпаниях, ЛПХ и КФХ идет в обычном режиме".
На местах подтверждают: процедура давно отлажена, поскольку веб-интерфейс компонента "Хорриот" Россельхознадзор запустил в промышленную эксплуатацию еще осенью 2021 года. Половина - потому что, прежде чем занести их в "Хорриот", их нужно еще зарегистрировать в "Меркурии" - эти системы связаны. А для этого нужны заявление владельца, его ИНН.
Но у нас в личных хозяйствах всего около 180 коров на весь район, поэтому объемы невелики.
КРС-крупнорогатый скот. Основным назначением крупного рогатого скота является производство мяса и молока, дополнительным — получение шкуры и иногда шерсти, сала жира ферментов, кетгута желатина, мясо-костной и др. Используют также в качестве рабочего скота, как тягловык, вьючние животные и для верховой езды.
При этом в кодовой части отчета указываются регистрационные данные именно подразделения. Если объект КСР был полностью сдан в аренду, то отчетность представляет арендатор, а если частично, то арендодатель. При этом он запрашивает необходимые сведения у арендатора. В том случае, если объект гостиничной и иной деятельности, связанной с размещением постояльцев, весь отчетный период находился на ремонте и не работал, респондент должен заполнить только адресную часть отчета и данные, которые характеризовали его деятельность до начала ремонта. Если предприятие проработало за отчетный год лишь какое-то время, заполняются данные о деятельности респондента за период работы. Где найти образец формы 1-КСР В связи с частым изменением формы, а также большой структурированностью отчета многие предприниматели при заполнении 1-КСР могут испытывать трудности. Принцип заполнения отчета на примере формы за 2023 год вы можете посмотреть в КонсультантПлюс. Это можно сделать бесплатно, получив пробный онлайн доступ к системе.