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:
55544-13
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
Мера-ММ.31
Производитель:
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
3 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
20.11.2018
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53058
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «Мера-ММ.31»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Мера-ММ.31» (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 trial и массового расхода сырой нефти, объема и
объемного расхода нефтяного газа.
Измерение массы сырой нефти, отделенной в процессе сепарации, производится
кориолисовымисчетчиками-расходомерами.Измерениеобъеманефтяногогаза,
выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками
расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях,
давления и температуры газа, 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 счетчики –
расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10).
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- датчики расхода газа ДРГ.М Госреестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой
нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
Лист № 2
Всего листов 8
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 двух типов контроллеров:
-контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр
№ 42676-09)
-контроллерымеханизированного кустаскважинКМКС,изготовительЗАО
«ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).
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 нефти без учета воды;
- индикацию, архивирование и передачи результатов измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.31». Общий вид.
Лист № 3
Всего листов 8
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) установок представляет собой встроенное
ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров
аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения
ФБУ Тюменский ЦСМ г.Тюмень 1 октября 2013 г..
Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики
установок, хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее
управлениересурсамивычислительногопроцессора,базамиданныхипамятью,
интерфейсамиконтроллера,произведениевычислительных операций,хранение
калибровочных таблиц, передачу данных на верхнийуровень.После включения
электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме
исполнения. Встроенное ПОконтроллеров устанавливается на заводе-изготовителе
контроллеров 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.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
Цифровой идентификатор
ПО (контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм вычисления
цифрового
идентификатора ПО
qmicro
03.12.0091
4CE136FE
CRC16
DebitCalcV0.13a0442256a3abe0f64a7c4e9МD5
27160bd3
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «С» по МИ 3286-2010.
Общий вид контроллеров представлен на рисунках 2, 3.
Лист № 4
Всего листов 8
Рисунок 2 - Общий вид контроллеров КМКС
Лист № 5
Всего листов 8
Рисунок 3 - Общий вид контроллеров АТ-8000
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
-давление, МПа от 0,2 до 4,0
-температура,
о
С от 0 до 60
-кинематическая вязкость жидкости, м
2
/с от 1∙10
-6
до 150∙10
-6
-плотность жидкости, кг/м
3
от 700 до 1180
-максимальное содержание газа
при стандартных условиях (газовый фактор), м
3
/т до 1000
-объемная доля воды в сырой нефти, % до 99
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,2 до 62,5
(от 5 до 1500).
Лист № 6
Всего листов 8
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,
приведенного к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут) от 2 до 62500
(от 50 до 1500000).
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы и массового расхода сырой нефти, %± 2,5.
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 %± 6;
св.70 до 90 % ± 15;
св.90 до 98 % ± 43;
св.98 до 99 % ± 80.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений
объемной доли воды в нефти при комплектации влагомерами
сырой нефти ВСН-АТ, %:
от 0,01 до 50%± 0,5;
от 50 до 90%± 1,0;
от 90 до 100% ± 0,66.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным
условиям, %± 5,0.
Пределы допускаемой приведенной погрешности
измерений давления, %± 0,3.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
измерений температуры,
о
С± 0,5.
Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %± 0,1;
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.± 1,0;
- при измерении времени (относительная), %± 0,1;
- алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды
и объема нефтяного газа приведенного
к стандартным условиям (относительная), %± 0,025.
Количество входов для подключения скважин от 1 до 14.
Напряжение питания сети переменного тока
частотой (50 ± 1) Гц220/380 В ± 15 %.
Потребляемая мощность,не более 30 кВ·А.
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), не более:
- блока технологического12360 × 3250 × 3960 мм;
- блока контроля и управления 6000 × 3250 × 3960 мм. Масса,
не более:
- блока технологического30000 кг; -
блока контроля и управления10000 кг.
Климатическое исполнение УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69. Срок
службы, не менее 10 лет. По взрывоопасной
и пожарной опасности установка относится к помещениям с
производствами категории А по ВНТП 01/87/04-84 и НПБ105-03.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Iа по
классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси IIА-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
Лист № 7
Всего листов 8
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.
Количество
1 компл.
1 компл.
Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная «Мера-ММ.31»
Эксплуатационная документация (согласно ведомости
эксплуатационной документации)
Методика поверки
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0033-13 МП «ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ.31».Методикаповерки»,утвержденномуГЦИСИОПГНМЦ
ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24 июля 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с
пределом относительной погрешности ± 0,25 %;
расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с
относительной погрешностью ± 0,25 %;
-частотомер Ч3-57 10
8
имп (10
-3
-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной
погрешностью ± 2,5·10
-7
;
-ареометр АОН-1, (940…1000) кг/м
3
, цена деления ±1 кг/м
3
, с абсолютной
погрешностью ± 0,5 кг/м
3
;
-датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м
3
/ч, с
относительной погрешностью ± 1,5 %;
-датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м
3
/ч,
с относительной погрешностью ± 1,5 %.
- термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);
- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2
(Госреестр № 32777-06).
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99);
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти
и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «Мера-ММ.31»,
утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 1 октября 2013 г.
Нормативныеитехническиедокументы,распространяющиесянаустановки
измерительные «Мера-ММ.31»
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
2. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические
условия.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (ОАО «ГМС Нефтемаш»)
625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Телефон (3452) 430-103, факс (3452) 432-239;
E-mail:
Лист № 8
Всего листов 8
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение
Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; 272-47-86;
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 метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 64506-16 | Счетчики электрической энергии трехфазные многотарифные | НЕВА МТ 3 | ООО "Тайпит-Измерительные Приборы" (Тайпит-ИП), г.С.-Петербург | 16 лет | Перейти |
| 78704-20 | Системы измерительные количества авиационного топлива при заправке воздушных судов | АО "ПРИЗ", г.Москва | 1 год | Перейти | |
| 16346-03 | Преобразователи давления измерительные | P | Фирма "GE Druck", Великобритания | 2 года | Перейти |
| 68051-17 | Каналы измерительные №№ 17, 18 и 19 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии единой национальной энергетической системы подстанции 500 кВ "Таврическая" - ИК №№ 17, 18 и 19 АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ "Таврическая" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 26755-06 | Системы измерительные автоматизированные контроля и учета энергоресурсов | ПУЛЬСАР | ООО фирма "Ценнер-Водоприбор Лтд.", г.Москва | 6 лет | 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