Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Установки измерительные Спутник-Массомер НТ, ГРСИ 51492-12
Номер госреестра:
51492-12
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
Спутник-Массомер НТ
Производитель:
ООО ИПП "Новые Технологии", г.Уфа
Межповерочный интервал:
2 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
22.10.2017
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 48453
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ» предназначены для измерений
массового расхода и массы сырой нефти (далее жидкости), измерения массового расхода и
массы нефти, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным ус-
ловиям, при добыче из нефтяных скважин.
Описание средства измерений
Установки измерительные состоят из аппаратного и технологического блоков.
В состав аппаратного блока входят силовой шкаф, приборы преобразователей пара-
метров, блок измерений и обработки информации (далее БИОИ).
В состав технологического блока входят средства измерений (далее СИ) массы и мас-
сового расхода жидкости, объёма и объёмного расхода газа, датчики давления, температуры,
загазованности, пожарной сигнализации, защиты от несанкционированного доступа, один или
несколько нефтегазовых сепараторов, переключающие и регулирующие устройства, тру-
бопроводы с запорной и регулирующей арматурой.
Установки измеряют массу и массовый расхода жидкости, объём и объёмный расхода
газа в стандартных условиях, массу и массовый расхода нефти в автоматическом режиме с
учетом:
- введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стан-
дартизованными методами в лабораторных условиях,
- поправок на давление и температуру рабочей среды,
- газосодержания рабочей среды.
Конструкция измерительных установок предусматривает четыре исполнения в зависи-
мости от комплектации установки:
1 – с массовым счетчиком-расходомером на жидкостной trial;
2 – с массовым счетчиком-расходомером на жидкостной линии и поточным влагоме-
ром;
3 – с массовыми счетчиками-расходомерами на жидкостной и газовой линиях и поточ-
ным влагомером;
4 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости и газа на общей жидкостной (га-
зовой) линии и двумя сепараторами.
Внешний вид технологического блока «Спутника -Массомер НТ» представлен на рис. 1.
Внутренний вид технологического блока в исполнениях 1 - 3 показан на рис. 2.
Лист № 2
всего листов 7
Рис. 1 Внешний вид технологического блока
Рис. 2 Внутренний вид технологического блока в исполнениях 1 - 3
Принцип действия установки основан на измерении массового расхода фракций сы-
рой нефти, которые получаются в установке путем сепарации.
Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к измерительной установке,
поступает в переключатель скважин. Переключатель направляет продукцию одной из сква-
жин в сепаратор, а продукцию остальных скважин - в общий коллектор.
Лист № 3
всего листов 7
В сепарационной емкости газ отделяется от жидкости и поступает в верхнюю по-
лость сепаратора, а затем, пройдя каплеотбойник, через открытую заслонку и счетчик газа
уходит в общий коллектор. Жидкость стекает по полкам в нижний цилиндр сепаратора и на-
капливается в нем. По мере слива жидкости из сепаратора уровень ее падает, и поплавок от-
крывает заслонку, направляя газ через счетчик в общий коллектор.
По мере роста уровня жидкости поплавок через систему рычагов прикрывает заслон-
ку. При достижении перепада давления величины, достаточной для преодоления усилия (в
пределах 0,08 – 0,12 МПа), клапан открывается и жидкость под избыточным давлением через
массовый счетчик-расходомер жидкости, установленный на жидкостном трубопроводе, на-
чинает интенсивно поступать в общий коллектор
Внутренний вид технологического блокаизмерительных установок «Спутник-
Массомер НТ» в исполнении 4 представлен на рис.3.
Рис. 3
Внутренний вид технологического блока «Спутник-Массомер НТ» в исполнении 4
Масса и расход
сырой нефти
Наименование
(№ Госреестра СИ)
емых погрешнос-
В исполнении 4 применяются два сепаратора, второй сепаратор расположен верти-
кально, он дополнительно разделяет жидкую и газовую среду. Во втором сепараторе накапли-
ваются и отстаиваются слои жидкостей сверху вниз: нефти, эмульсии (нефти со взвешенными
в ней каплями газа), воды. Газ и слои жидкости через систему гидрозатворов, установленных в
нем на различных уровнях по высоте, попеременно сливаются через выходной газожидкост-
ный затвор в общий коллектор. Для измерения расхода разных фаз применяется один и тот же
массовый расходомер-счетчик, установленный на выходном газожидкостном трубопроводе.
Система гидрозатворов второго сепаратора попеременно переключает на измерение расход
нефти, воды, эмульсии и газа.
Входящие в состав измерительных установок СИ и их метрологические характеристи-
ки приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Измерительные каналы установок «Спутник-Массомер НТ»
измеряемой физи-
Наименование, тип СИ,
Диапазон измерения
Пределы допуска-
ческой величины тей при измерениях
1
2
Счетчик-расходомер массовый Micro
Motion (№ 13425-06)
Счетчик-расходомер массовый
ROTAMASS (№ 27054-09)
Расходомер массовый Promass
(№ 15201-11)
Счетчик жидкости массовый МАСК
(№ 12182-09)
3
от 250 до 3500 кг/ч,
от 3500 до 7000 кг/ч
от 250 до 3500 кг/ч,
от 3500 до 7000 кг/ч
от 250 до 3500 кг/ч,
от 3500 до 7000 кг/ч
от 2000 до 6000 кг/ч,
от 6000 до 40000 кг/ч
4
± 1,0 отн. ±
0,5% отн.
± 1,0 отн.
± 0,5% отн.
± 1,0 отн. ±
0,5% отн.
± 1,0 отн.
± 0,5% отн.
Лист № 4
всего листов 7
Они же
от 700 до 1200 кг/м³
± 2 кг/м³
Масса и расход
нефтяного газа
Влагомер сырой нефти ВОЕСН
«Аквасенс» (№ 32180-11)
Влагомер сырой нефти ВОЕСН
Аквасенс» (№ 32180-11)
от 0,1 до 70 % объема
от 70 до 100 % объема
± 1 % абс.
± 1,5 % абс.
от 0 до 100 º С
± 0,25%
от 0 до 4,0 МПа
± 0,5%
от 0 до 4,0 МПа
± 0,5%
Ток
преобразователей
от 4 до 20 мА
± 0,5 привед.
2
3
4
1
Плотность сырой
trial
Счетчик-расходомер массовый Micro
Motion (№ 13425-06)
Счетчик-расходомер массовый
ROTAMASS(№ 27054-09)
Расходомер массовый Promass
(№ 15201-11)
Счетчик жидкости массовый МАСК
(№ 12182-09)
от 250 до 3500 кг/ч, от
3500 до 7000 кг/ч
от 250 до 3500 кг/ч,
от 3500 до 7000 кг/ч
от 250 до 3500 кг/ч,
от 3500 до 7000 кг/ч
от 400 до 2000 кг/ч,
от 2000 до 7000 кг/ч
от 100 до 30 % объема
от 30 до 5 % объема
от 5 до 2 % объема
± 1,0 отн. ±
0,5% отн.
± 1,0 отн.
± 0,5% отн.
± 1,0 отн. ±
0,5% отн.
± 1,0 отн.
± 0,5% отн.
± 4 % отн.
± 10 % отн.
± 18 % отн.
Содержание неф-
ти в водо-
нефтяной смеси
Содержание воды
в водо-нефтяной
смеси
Температура газа
Давление газа
Давление сырой
нефти (жидкости)
Термопреобразователь типа ТСПУ
Метран 276 (№ 21968-11)
Датчик абсолютного давления
415 ДА-Вн ( № 36555-07)
Датчик избыточного давления
415 ДИ-Вн (№ 36555-07)
Преобразователи измерительные кон-
троллеров программируемые
I-7000, I-8000, M-7000 (№ 20993-06);
Модули контроллерные серии МК-400
(№ 24642-03)
Обработка результатов
прямых измерений, пере-
дача и хранение результа-
тов измерений
В таблице 2 перечислены средства обработки результатов измерений
Таблица 2 - Средства обработки результатов измерений
Операции обработкиНаименование, тип СИ, (№ Госреестра СИ)
Промышленный контроллер типа Fasmel CRW 188-5
Промышленный контроллер типа SKADA Pack (№
16856-08)
Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-
7000, I-8000, M-7000 (№ 20993-06)
Модули контроллерные серии МК-400 (№ 24642-03)
Контроллеры измерительные АТ -8000 ( № 42676-09);
Контроллеры программируемые ControlLogix 1756, CompactLogix
1769 (№ 42664-09)
Контроллеры измерительные R-AT-MM Argosi ( № 43692-10);
Комплекс программно-технический «Мега» (№ 48782-11)
Контроллеры измерительные DirectLOGIC(№ 17444-11)
Станция СТК Z*181.62 на основе персонального компьютера (ПК)
Программное обеспечение
Программное обеспечение программно-технического комплекса «Мега» разделено на
две части: встроенное программное обеспечение (ВПО) контроллеров «Мега» и внешнее, ус-
танавливаемое на ПК.
ВПО контроллеров «Мега» устанавливается в энергонезависимую память контролле-
ра. Текущие значения идентификационных признаков конкретного экземпляра контроллера
устанавливаются в процессе первичной поверки ПТК «Мега». ВПО «Мега» состоит из сле-
дующих частей:
ПО «Ротор» - программа опроса контроллеров, которая:
- последовательно опрашивает контроллеры в фоновом циклическом режиме;
Лист № 5
всего листов 7
- предоставляет возможность изменения списка опрашиваемых контроллеров, списка
запрашиваемых из них данных и списка выполняемых команд;
- выполняет маршрутизацию передаваемых пакетов;
- ведет статистику качества связи с контроллерами;
- передает данные в контроллер для управления технологическим объектом;
- создает и ведет базу данных контроллеров.
ПО «ОРС-сервер» контроллеров «Мега» - программа, получающая данные от ПО «Ро-
тор», выполняет необходимые преобразования и предоставляет эти данные по OPC-стандарту
клиентам.
Посредством ПО собираются данные с массовых счетчиков-расходомеров, преобра-
зователей давления, температуры, архивируется информация, формируются отчеты и отобра-
жаются результаты измерений. Интерфейс пользователя не допускает внесения каких либо
изменений, влияющих на ПО.
Ведутся архивы часовых и суточных интегральных и средних значений параметров.
ПО обеспечивает защиту параметров (уставок), влияющих на измерения паролями в соответ-
ствии с правами доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изме-
нений – С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Идентификационные данные ПО ПТК «Мега» приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО ПТК «Мега»
НаименованиеИдентификаци-Номер версииЦифровой иденти-Алгоритм вы-
программногоонное наимено- (идентификаци- фикатор программ- числения цифро-
обеспечениявание про-онный номер)ного обеспечениявого идентифи-
граммногопрограммного (контрольная сумма катора про-
обеспеченияобеспеченияисполняемого кода)граммного обес-
печения
ПО «Ротор» ЦикломашинаСм. примечаниеСм. примечаниеmd5
опроса «Ротор»
ПО «MegaМega ОРСDAСм. примечаниеСм. примечание
ОРС-сервер»Server
Программное обеспечение (ПО) измерительной установки «Спутник-Массомер НТ-4
представляет собой исполняемый файл UIDS_xVy.exe, где x, y – номер версии и подверсии
ПО; файл находится на несъемном диске контроллера и работает в операционной системе
FreeDOS на станции СТК Z181.62.
Таблица 3 - Идентификационные данные файла UIDS.
НаименованиеИдентификаци-Номер версииЦифровой иденти-Алгоритм вы-
программногоонное наимено- (идентифика- фикатор программ- числения цифро-
обеспечениявание программ-ционный но-ного обеспечениявого
ного обеспече-мер) про-(контрольная суммаидентификатора
ния граммногоисполняемого кода) программного
обеспеченияобеспечения
Файл UIDSUIDS + код вер-См. примеча- См. примечание md5
сииние
Примечание. Код версии зависит от комплектации установки и записывается в ее пас-
порте.
Программы контроллеров записаны в энергонезависимой памяти и защищены от
искажений пломбированием контроллеров.
ПО «Мега» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной ин-
формации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты программного обес-
печения, используемого в установке, от непреднамеренных и преднамеренных изменений – С
(в соответствии с МИ 3286-2010).
Лист № 6
всего листов 7
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики измерительных установок
приведены в табл. 4.
Таблица 4 - Метрологические и технические характеристики
Измеряемая величинаЗначение
характеристики
Давление рабочей среды, МПаот 0,5 до 4,0
Температура рабочей среды, ºС от 5 до 60
Плотность водонефтяной смеси, кг/м³ от 800 до 1200
Плотность нефти, кг/м³ от 700 до 900
Плотность воды, кг/м³ от 1000 до 1200
Объёмная доля пластовой воды в сырой нефти, % от 0 до 95
Наибольшее значение среднесуточного массового расхода жидко- 400,750, 1000, 1500,
сти (наибольшая пропускная способность) в зависимости от ком- 2000
плектации измерительной установки, т/сут
Максимальное значение содержания газа в нефти (газовый фак-150
тор), м³/т в стандартных условиях
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы и массового расхода обезвоженной нефти по поддиапазонам
значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:
- до 70%± 6 %
- от 70 % до 95 %, ± 15 %
объема попутного газа в стандартных условиях± 5 %
Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ, %
при измерениях унифицированных токовых сигналов± 0,5
при измерениях интервалов времени ± 0,15
при измерениях числа импульсов ± 0,15
Количество подключаемых скважин в зависимости от комплекта-
ции измерительной установкиот 1 до 14
Напряжение питания, В380/220 (+10 % −15%)
Частота питания, Гц 50
Потребляемая мощность, кВ∙А 20
Средняя наработка на отказ, ч, не менее34500
Срок службы, лет, не менее 8
Знак утверждения типа наносится на титульный лист Руководства по эксплуатации типо-
графическим способом и на шильдике измерительной установки.
Комплектность
Таблица 3 - Комплект поставки установки измерительной «Спутник-Массомер НТ»:
НаименованиеКоличество
Установка измерительная «Спутник-Массомер НТ »1
Руководство по эксплуатации 3667-007-77852729-2011РЭ1
Паспорт1
Инструкция «Измерительная установка «Спутник-Массомер НТ ». Методика
поверки. МП 3667-007-77852729-2011.
1
Поверка
осуществляется в соответствии с инструкцией «Измерительные установки «Спутник-
Массомер-НТ». Методика поверки 3667-007-77852729-2011 МП», утвержденной ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» 10 февраля 2012 г.
Лист № 7
всего листов 7
Основные средства поверки:
Калибратор-измеритель унифицированных сигналов эталонный ИКСУ-2000А ТУ
4381-031-13282997-00. Диапазон воспроизведения токового сигнала 0…25 мА. Пределы до-
пускаемой абсолютной погрешности в режиме воспроизведения токового сигнала ± 0,003 мА.
Частотомер электронно-счетный ЧЗ-38 ЕЭ 2.721.087ТУ. Диапазон измерений интер-
валов времени 0,000001…10000 с. Пределы допускаемой относительной погрешности изме-
рения интервала времени ± 2,5∙10
-7
%.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений «Масса сырой нефти и объем попутного газа. Методика изме-
рений, выполняемых измерительными установками «Спутник-Массомер НТ» находится в со-
ставе документа «Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ». Руководство по экс-
плуатации. 3667-007-77852729-2011 РЭ».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «Спутник-Массомер НТ»
1 ГОСТ Р 8.615-2005. ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и неф-
тяного газа. Общие метрологические и технические требования.
2 ГОСТ 8.510-2002.ГСОЕИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема газа и массы жидкости.
3Установкиизмерительные«Спутник-Массомер-НТ».Техническиеусловия
ТУ 3667-007-77852729-2011.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью инженерно-производственное предпри-
ятие «Trial Технологии» (ООО ИПП «Новые Технологии»),
450059, Республика Башкортостан, г. Уфа, а/я 71, тел/факс (347)223-26-85, 274-08-34,
e-mail:
,
.
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС».
Регистрационный номер 30004-08
119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46,
тел. (495) 437-55-77, факс (495) 437-56-66, e-mail:
.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В. Булыгин
М.П.
«____»_____________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 25770-03 | Системы измерительные | Эпсилон | ООО НПП "Аэротест", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 19850-04 | Преобразователи первичные измерительные объемной доли воды в нефти | ПИП-ВСН | ЗАО "ПИК и Ко", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 65290-16 | Трансформаторы напряжения | ЗНГ-СВЭЛ-110 | ООО "СВЭЛ - Измерительные трансформаторы", г.Екатеринбург | 8 лет | Перейти |
| 57654-14 | Установки газосмесительные | ГСУ | ООО "Микросенсорная техника", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 40852-09 | Установки для измерений параметров топливных насосов и форсунок | BD мод. 860, 960 | Фирма "Rabotti S.r.l.", Италия | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений