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
Номер госреестра:
52747-13
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
Мера-ММ
Производитель:
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
3 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
29.12.2022
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 49896/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «Мера-ММ»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Мера-ММ» (далее - установки) предназначены для
измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции
нефтяных скважин.
Описание средства измерений
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока
продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора
и последующим определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного
расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится
кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации
объема нефтяного газа производится кориолисовыми счетчиками расходомерами с учетом
молярного состава газа или объемными расходомерами счетчиками позволяющим по измеренным
значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить
объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти
вычисляется значение массы нефти без учета воды.
Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным
внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены:
- распределительное устройство;
- сепаратор;
- расходомер жидкостной;
- расходомер газовый;
- первичные измерительные преобразователи температуры, давленияс токовым
выходом 4 - 20 мА;
-трубопроводная обвязка.
Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для
подключения выбранной скважины к сепаратору установки.
Сепаратор представляет собой стальной резервуар, предназначенный для отделения и
накопления газа, сбора и отстоя жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор.
Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб
жидкости и газа, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказом.
Для измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от
комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
-счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11).
Лист № 2
Всего листов 9
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые MicroMotion (Госреестр № 45115-10);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
- счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 43981-10);
- расходомеры - счетчики вихревые 8800 (Госреестр № 14663-12);
- счетчики газа вихревые СВГ.М (Госреестр № 13489-07);
- счетчик газа DYMETIC-9423 (Госреестр № 37418-08);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от
комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
- влагомер нефти поточный ПВН-615.001 (Госреестр № 39100-09);
- измеритель обводненности Red Eye (Госреестр № 47355-11).
В блоке контроля и управления размещены:
- устройствообработкиинформации,включающеевсебяодинилидва
микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим
функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке
технологическом;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления,
освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:
- устройства распределенного ввода/вывода SIMATIC ET200 фирмы Siemens AG,
Германия (Госреестр № 22734-11);
- контроллеры программируемые DL205 фирмы Automation Direct, Япония, США
(Госреестр № 17444-11);
- контроллеры SCADAPack32 на основе измерительных модулей серии 5000 фирмы
Control Microsystems Inc., Канада (Госреестр № 16856-08).
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа,
приведенных к стандартным условиям;
- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт
нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Лист № 3
Всего листов 9
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид
Лист № 4
Всего листов 9
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид
Лист № 5
Всего листов 9
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО
контроллера,входящеговсоставустановок.Алгоритмывычисленийконтроллеров
аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения
№ 01.00284-2010-071/04-2012 от 20.11.2012 г., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики
установок, хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее
управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами
контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц,
передачу данных на верхний уровень. После включения электропитания установок происходит
автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров
устанавливается на заводе-изготовителе установок и в процессе эксплуатации изменению не
подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО
контроллеров.
ПО обеспечивает следующие функции:
- управление технологическим процессом измерений (соответствие с выбранным
методом измерений);
- преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые
значения измеряемых величин;
- вычисление результатов измерений;
- переключение измерений между скважинами.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице 1.
Не
используется
-
Не
используется
-
Не
используется
-
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО.
НаименованиеИдентификационноеНомер версии
ПОнаименование ПО(идентифика-
ционный
номер) ПО
Цифровой
идентификатор
ПО
(контрольная
сумма
исполняемого
кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
ПО МЕРА
контроллераMG_DL_1212_05017DСC5107
Direct Logic
ПО МЕРА
контроллераMG_SM_1212_05017DСC5135
Siemens ET200S
ПО МЕРА
контроллера121205017DСC5103
SCADAPack32
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений соответствует уровню «А» согласно МИ 3286-2010.
Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены
на рисунках 2-4.
Лист № 6
Всего листов 9
Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»
Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»
Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»
Лист № 7
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
±0,85
±1,0
±0,5
±1,0
±0,1
±1,0
±0,1
Таблица 2 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,
приведенный к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут)
Значение
от 0,2 до 83,3
(от 5 до 2000).
от 2 до 62500
(от 50 до 1500000)
±2,5
±6
±15
± 40
±0,7
±0,9
±5,0
±0,3
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
и массового расхода сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании
воды в сырой нефти (в объемных долях), %:
От 0 до 70 %
Св.70 до 95 %
Св. 95 до 98 %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды в нефти, %:
- при комплектации измерителями обводненности Red Eye:
от 0 до 50%
от 50 до 70%
от 70 до 100%
- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2:
до 70%
- при комплектации влагомерами нефти поточными ПВН-615.001:
от 0,01 до 50%
от 50 до 70%
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема
и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений
давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений
температуры,
о
С
±0,5
Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
- при измерении времени (относительная), %
- алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема
нефтяногогазаприведенногок стандартным условиям (относительная), %
±0,025
Таблица 3 - Технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Значение
продукция нефтяных
скважин
от 0,2 до 6,3
от -5 до +90
от 1∙10
-6
до 150∙10
-6
от 700 до 1180
Давление рабочей среды, МПа
Температура рабочей среды,
о
С
Кинематическая вязкость жидкости, м
2
/с
Плотность жидкости, кг/м
3
Максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый
фактор), м
3
/т
до 1000
Лист № 8
Всего листов 9
Значение
до 98
от 1 до 14
Продолжение таблицы 3
Наименование характеристики
Объемная доля воды в сырой нефти, %
Количество входов для подключения скважин
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
380±38
220±22
50±1
12360 × 3250 × 3960
6000 × 3250 × 3960
30000
10000
УХЛ.1
10
А
- частота переменного тока, Гц
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), не более:
- блока технологического
- блока контроля и управления
Масса, кг, не более
- блока технологического
- блока контроля и управления
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69
Срок службы, лет, не менее
Категория взрывоопасной и пожарной опасности установки в
соответствии с ВНТП01/87/04 и НПБ105-95
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического по
классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ)
Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.0-99
В-Iа
IIА-Т3
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом,
на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации
или шелкографией.
Комплектность средства измерений
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная
Обозначение
«Мера-ММ»
Количество
1 шт.
-
1 компл.
Эксплуатационная документация (согласно
ведомости эксплуатационной документации)
«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ». Методика поверки»
с изменением № 1
МП 3667.023.00137182-2012
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 3667.023.00137182-2012 «ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ». Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефте-
автоматика» 24 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1 или 2 разрядов по ГОСТ 8.637-2013;
- рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.142-2013;
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.618-2014;
- рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;
- термостат жидкостный Термотест-100 (Госреестр № 39300-08);
Лист № 9
Всего листов 9
- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр
№ 32777-06);
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых установок с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ», свидетельство
об аттестации № 01.00284-2010-060/01-2012 от 15.10.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «Мера-ММ»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования.
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объемного и массового расходов газа
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия.
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
ИНН 7204002810
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Телефон (3452) 430-103, факс (3452) 432-239
E-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение
Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань
(ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Телефон/факс: +7 (843) 295-30-47; 295-30-96
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 11914-89 | Установки налива автоцистерн | УН-100 | АООТ "Промприбор", г.Ливны | 1 год | Перейти |
| 11329-88 | Преобразователи (датчики) измерительные избыточного давления и разности давлений с унифицированным электрическим выходным сигналом 4…20 мА | 1151GP6 от 0 ... 1,2 до 0 ... 7бар ( 0 ... 120 до 0 ... 700кПа ); 1151GP8 от 0 ... 12 до 0 ... 70бар ( от 0 ... 1,2 до 0 ... 7мПа ) | Фирма "Rosemount", США | Нет данных | Перейти |
| 61037-15 | Установки для измерения объемной активности бета-излучающих инертных газов и трития | УДГБ-202 | ООО НПП "Радиационный контроль. Приборы и методы" (РАДИКО), г.Обнинск | 1,5 года | Перейти |
| 52784-13 | Трансформаторы тока измерительные 0,66 кВ | ТТЭ | ООО "ЭКФ Электротехника", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36844-08 | Комплексы измерительные | iBDL Ревизор мод. iBDLR-LS, iBDLR-HS, iBDLR-600, iBDLR-B, iBDLR-N, iBDLR-P, iBDLR-R, iBDLR-E | ФГУ РНЦ "Курчатовский институт", г.Москва | 3 года | 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