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:
56231-14
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
Мера-МР
Производитель:
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
07.12.2023
Описание типа:
-
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53822
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1161 от 22.08.2016 г.)
Установки измерительные «Мера-МР»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Мера-МР» (далее - установки) предназначены для
измерений расхода и количества компонентов продукции нефтяных скважин, а также
индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на
диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренно холодного климата.
Описание средства измерений
Принцип действия установок основан на измерении массы и плотности продукции
нефтяных скважин, обводненности сырой нефти, рабочего давления и температуры с
последующим расчетом массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема
свободногонефтяногогаза,приведенногокстандартнымусловиям,расходомером
многофазным NetOil&Gas.
Расходомеры многофазные NetOil&Gas с диаметрами условного прохода 15, 25, 40, 50 и
80 мм предназначены для использования c легкими нефтями вязкостью до 50 мм
2
/с.
Расходомеры многофазные NetOil&Gas с диаметром условного прохода 50 мм могут также
выпускаться в модификации для работы с тяжелыми нефтями вязкостью до 1000 мм
2
/с.
Установки состоят из:
- блока технологического (далее - БТ);
- блока контроля и управления (далее - БК);
- блока переключения скважин (далее - БПС), в зависимости от исполнения
1
.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с
размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым
кабелем.
БПС предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы
устанавливаемого в нем распределительного устройства (далее - РУ), служащего для
поочередного подключения одной из нефтяных скважин, либо к емкости сепарационной
(далее - ЕС), либо к расходомеру многофазному NetOil&Gas, расположенных в БТ,
а остальных - к выходному коллектору переключателем скважин многоходовым (далее - ПСМ).
БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы
технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установок.
В БТ размещены:
-расходомермногофазныйNetOil&Gas(зарегистрированныйвФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером
51424-12 (далее - регистрационный №) или регистрационным № 63591-16);
- газовый расходомер массовый I/A Series с преобразователем расхода CFS10, CFS20 и
измерительным преобразователем CFT50, CFT51 (регистрационный № 53133-13);
- вспомогательные датчики и преобразователи;
- трубопроводная обвязка;
- РУ;
- ЕС (при наличии), служащая для предварительного отделения свободного нефтяного
газа от сырой нефти и оснащенная системой регулирования уровня сырой нефти,
накапливаемой в ЕС;
1
Наличие БПС определяется заказом
Лист № 2
Всего листов 7
БК предназначен для размещения, укрытия и создания нормальных условий работы
оборудования, обеспечивающего питание, контроль, индикацию параметров и режимов,
управление работой установки, передачу данных о результатах измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
В состав БК входят:
- шкаф управления с микропроцессорным контроллером (далее - СОИ) предназначен для
сбора и обработки информации СИ и для управления системой регулирования уровня и РУ БТ
или БПС, а также для архивирования, индикации и передачи информации на верхний уровень.
В зависимости от комплектации установок применяют следующие контроллеры:
- устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200 (регистрационный
№ 22734-11);
- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5000 (регистрационный
№ 50107-12);
- контроллер программируемый DirectLOGIC (регистрационный № 17444-11);
- шкаф силовой для питания систем БТ и БК;
- вторичные устройства примененных в БТ СИ (при наличии);
- клеммные колодки.
Установки могут выпускаться в следующих модификациях: с ЕС и без ЕС в зависимости
от объемной доли газа при рабочих условиях в продукции нефтяных скважин и кинематической
вязкости рабочей среды; с БПС и без БПС в зависимости отколичества входов для
подключения нефтяных скважин.
Установки позволяют производить измерения двумя способами:
- через расходомер многофазный NetOil&Gas без предварительной сепарации:
- объемная доля газа в рабочих условиях не более 50 % при работе с легкими
нефтями, кинематической вязкостью до 50 мм
2
/с;
- объемная доля газа в рабочих условиях не более 90 % при работе с тяжелыми
нефтями, кинематической вязкостью до 1000 мм
2
/с;
- через расходомер многофазный NetOil&Gas с предварительной сепарацией:
- объемная доля газа в рабочих условиях более 50 % при работе с легкими
нефтями, кинематической вязкостью до 50 мм
2
/с;
- объемная доля газа в рабочих условиях более 90 % при работе с тяжелыми
нефтями, кинематической вязкостью до 1000 мм
2
/с.
При измерении без предварительной сепарации, продукция нефтяной скважины
поступает по входному трубопроводу напрямую в расходомер многофазный NetOil&Gas.
Прошедшая через расходомер продукция нефтяной скважины направляется в коллектор.
При измерении с предварительной сепарацией, отсепарированный свободный попутный
нефтяной газ проходит по газовой линии через расходомер массовый и сбрасывается в
коллектор. Оставшиеся компоненты продукции нефтяной скважины по жидкостной линии
направляются в расходомер многофазный NetOil&Gas. Объем газа, прошедшего через
расходомер многофазный и по газовой линии, суммируются.
Установки работают в постоянном режиме при дебитах скважины находящихся в
рабочих диапазонах расходомеров, в случае более низких дебитов установки работают в
периодическом (циклическом) режиме.
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
Лист № 3
Всего листов 7
Рисунок 1 - Общий вид установки измерительной «Мера-МР»
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО
одного из контроллеров, входящего в состав установок. 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
установокивпроцессеэксплуатацииизменениюнеподлежит.Метрологические
характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.
ПО обеспечивает следующие функции:
- управление технологическим процессом измерений в соответствии с выбранным методом
измерений;
- переключение измерений между скважинами;
- ввод исходных данных конфигурации по скважинным флюидам;
- преобразование результатов измерений в производные величины (при необходимости);
- отображение результатов измерений;
- архивирование результатов измерений;
- передачу результатов измерений в систему диспетчеризации.
Примененныеспециальныесредствазащитывдостаточноймереисключают
возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных
преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и
измеренных (вычисленных) данных.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Лист № 4
Всего листов 7
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно
Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка
защиты программного обеспечения».
MM_SI_1310_1505
20131007
MM_DL_1310_1504
27DD2A75
27DD3A33
27DD1A74
IE2AD504
B66993D6
F2325214
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные
данные (признаки)
SIMATIC ET200
Значение
SCADAPack
DirectLOGIC
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификационный
номер) ПО
Цифровой
идентификатор ПО
Метрологические и технические характеристики
приведены в таблицах 2, 3, 4, 5, 6.
Таблица 2 - Метрологические характеристики установок
Наименование характеристики
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного
газа, приведенного к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут)
Значение
от 0 до 62500
(от 0 до 1500000)
±2,5
±6
±15
не нормируется
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 объемных долях), %:
- от 0 до 70%
- свыше 70 до 95%
- свыше 95%
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объемаиобъемногорасходасвободногонефтяногогаза,
приведенных к стандартным условиям, %
±5
Продукция нефтяных скважин
1000
От 0,3 до 10,0
От -29 до +121
От 700 до 1180
Таблица 3 - Технические характеристики рабочей среды
Рабочая среда
Давление, МПа
2
Температура,
о
С
Плотность сырой нефти, кг/м
3
Максимальное содержание газа при стандартных
условиях (газовый фактор), м
3
/т, не более
Объемное содержание воды в сырой нефти, %
От 0 до 100
Технические характеристики установок при использовании расходомера многофазного
NetOil&Gas с диаметром условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 мм предназначенного
для использования c легкими нефтями с кинематической вязкостью до 50 мм
2
/с, указаны
в таблице 4.
2
Рабочее давление подбирается из рекомендуемого ряда 4,0; 6,3; 10,0 МПа.
Лист № 5
Всего листов 7
Таблица 4 - Технические характеристики установок при использовании расходомера
многофазного NetOil&Gas с диаметром условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 мм
Наименование характеристикиЗначение
Кинематическая вязкость жидкости, мм
2
/с
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти без
газа, т/ч (т/сут)
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти при
объемной доле газа (далее - ОДГ) 50%, т/ч (т/сут)
от 1 до 50
от 0,042 до 112,5
(от 1 до 2700)
от 0,42 до 57
(от 10 до 1368)
Диапазоны измерений установок при использовании расходомера многофазного
NetOil&Gas с диаметром условного прохода 50 мм в модификации для работы с тяжелыми
нефтями с кинематической вязкостью до 1000 мм
2
/с указаны в таблице 5.
0,75-3,75
(18-90)
Значение
Таблица 5 - Диапазоны измерений установок
Наименование
характеристики
Кинематическая
вязкость сыройдо 6060-120 121-200 201-360361-540
нефти, мм
2
/с
900
541-
901-1000
расхода жидкости без
Диапазон массового
0,5-460,5-37,50,5-280,5-220,5-15
газа, т/ч (т/сут)
(12-1100) (12-900) (12-680) (12-520) (12-360)
0,5-12,50,5-9
(12-300) (12-220)
Максимальная ОДГ, %70909090909090
Диапазон массового
расхода жидкости при
максимальной ОДГ,
т/ч (т/сут)
1,41-20
(34-480)
13,75
1,41-15,8
1,41-
1,41-10,8 1,33-7,3 1-5,8 (24-
(34-380)
(34
-
330)
(34-260) (32-175)140)
12360
3250
3960
Значение
220/380±15 %
50±1
30
6000
3250
3960
Таблица 6 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
Габаритные размеры (длина×ширина×высота), мм, не более:
- блок технологический
- высота
- ширина
- длина
- блок контроля и управления
- высота
- ширина
- длина
Масса, кг, не более:
- блока технологического
- блока контроля и управления
30000
10000
Лист № 6
Всего листов 7
Значение
Наименование характеристики
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды (внутри помещений
установки), °С
- относительная влажность, %
- атмосферное давление, кПа
Количество входов для подключения скважин, шт
Срок службы, лет, не менее
Средняя наработка на отказ, ч, не менее
от +15 до +25
от 30 до 80
от 84 до 106,7
от 1 до 14
20
5000
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта
установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и
управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность средства измерений
ОбозначениеКол-во
1
1
1
Мера-МР.00.00.000 РЭ 1
Мера-МР.00.00.000 ПС 1
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная «Мера-МР»
Монтажные части и комплект ЗИП
Ведомость эксплуатационных документов
Установка измерительная «Мера-МР». Руководство
по эксплуатации
Установка измерительная «Мера-МР». Паспорт
Инструкция.ГСИ.Установкиизмерительные
«Mера-MP». Методика поверки
МП 0411-9-20161
Поверка
осуществляется по документу МП 0411-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
«Mера-MP». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 апреля 2016 года.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода
газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная
схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов
от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м
3
/ч (для газа), суммарные неопределенности:
расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;
- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для
средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном воспроизводимого
массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой
установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5
до 1,0 %.
- эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема
длясредствизмерениймассовогорасходамногофазныхпотоков»,сдиапазоном
воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему
диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода
жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных
«Мера-МР» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Лист № 7
Всего листов 7
Сведения о методиках (методах) измерений
содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти, объем свободного нефтяного газа.
Методика измерений с помощью измерительных установок «Мера-МР», утвержденном ФГУП
«ВНИИР» от «19»апреля 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/3209-16
от «19» апреля 2016 г.)
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «Мера-МР»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-054-00137182-2013 Установки измерительные «Мера-MP. Технические условия
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
ИНН 7204002810
Юридический/почтовый адрес: 625003, Россия, г. Тюмень, ул. Военная, д. 44
Телефон: +7(3452) 43-01-03, факс: +7(3452) 43-22-39
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии»
Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Телефон: (843)272-70-62, факс 272-00-32
Е-mail:
.
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 29090-05 | Преобразователи измерительные переменного тока и напряжения переменного тока | Е9527ЭС | ООО "Энерго-Союз", Беларусь, г.Витебск | 1 год | Перейти |
| 57422-14 | Преобразователи измерительные | БИ-НГИ | ООО "НЕФТЕГАЗИМПЕКС", г.Москва | 3 года | Перейти |
| 81474-21 | Антенны измерительные дипольные активные | АИ4-1 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная коммерческая фирма "РусИнтелл" (ООО "РусИнтелл"), г. Москва, г. Зеленоград | 1 год | Перейти |
| 17397-98 | Контроллеры измерительные универсальные | УИКОН | НПП "Сенсорика", г.Екатеринбург | 1 год | Перейти |
| 29351-06 | Установки для поверки счетчиков холодной и горячей воды | STEP | Фирма "ASITROM AS", Эстония | 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