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
Комплексы измерительно-вычислительные ИВК МЕРА-ММ, ГРСИ 59370-14
Номер госреестра:
59370-14
Наименование СИ:
Комплексы измерительно-вычислительные
Обозначение типа:
ИВК МЕРА-ММ
Производитель:
ЗАО "Нижневартовскремсервис", г.Нижневартовск
Межповерочный интервал:
3 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
19.12.2019
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 57323
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ»
Назначение средства измерений
Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕРА-ММ» (далее – комплексы)
предназначены для измерения и вычисления на выходах сепарационной емкости установок
групповых сепарационного типа (далее – ГЗУ) количества компонентов продукции нефтяных
скважин согласно методике измерений, аттестованной в установленном порядке.
Описание средства измерений
По назначению и принципу действия установки относятся к групповым измерительным
установкам согласно ГОСТ Р 8.615-2005.
Принцип действия комплекса основан на измерениях средствами измерений (далее –
СИ) массы и плотности сырой нефти (далее – жидкости), объемного содержания пластовой во-
ды в жидкости (далее – влагосодержания) и массы (или объема), давления и температуры сво-
бодного нефтяного газа для последующих вычислений массы сырой обезвоженной нефти (да-
лее – нефти) в рабочих условиях (далее – РУ) и объема свободного нефтяного газа (далее – сво-
бодного газа), приведенного к нормальным условиям (далее – НУ).
Конструктивно комплекс представляет собой комплект из шкафа управления, содер-
жащего микропроцессорный контроллер (далее – контроллер) для сбора и обработки информа-
ции СИ согласно методике измерений и выдачи результатов измерений на диспетчерский пункт
нефтепромысла (далее – ДП), шкафа электрооборудования, СИ массы жидкости, её плотности и
влагосодержания, СИ массы или объема газа, СИ давления и температуры газа, СИ гидростати-
ческого давления жидкости в сепараторе ГЗУ и запорно-регулирующей арматуры: электро-
управляемые регуляторы расхода жидкости и газа, обратные клапаны, переключатели потока и
т.п. в зависимости от исполнения.
Комплексы имеют два исполнения в зависимости от реализуемых режимов измерений:
- исполнение 1 – измерения в режиме циклического наполнения сепаратора жидкостью
с последующим его опорожнением;
- исполнение 2 – измерения в режиме исполнения 1 с автоматическим переходом в ре-
жим поддержания заданного уровня жидкости в сепараторе в зависимости от ее расхода.
Перечень СИ используемых в комплексах представлен в таблице 1.
Таблица 1 – Перечень СИ используемых в комплексах
п/пНаименования (обозначение) средства измерений
Номер в федераль-
ном информаци-
онном фонде
3
45115-10
29342-10
27054-09
42550-09
12
1 Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CFM
(N,F,R)
2Счетчик-расходомер массовый кориолисовый STmass MKII
3 Счетчик-расходомер массовый кориолисовый Rotamass модели
RCCS (RCCF, RCCT)
4 Расходомер кориолисовый массовый OPTIMASS серии 7000, мо-
дели MFS
5Расходомер массовый Promass
6 Счетчик жидкости массовый «МАСК», исп. МАСК-20 (МАСК-
50 и МАСК-100)
15201-11
12182-09
Лист № 2
Всего листов 7
3
35349-12
47266-11
14663-12
47361-11
50009-12
17675-09
13489-13
37418-08
43981-11
32180-11
24604-12
39100-09
47355-11
14061-10
32854-13
44236-10
56239-14
14495-09
14683-09
21968-11
39821-13
43430-09
15772-11
22734-11
50107-12
17444-11
50676-12
15652-09
Продолжение таблицы 1
12
7Расходомер-счетчик жидкости SONARtrac, исполнение GVF-100
8Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-ФЛОМАК
9 Расходомер на базе сужающего устройства (диафрагма ДКС или
аналогичная) по ГОСТ 8.586-2010
10Расходомеры счетчики вихревые тип 8800
11Счетчик расходомер вихревой погружной «V-bar-700»
12Расходомеры-счетчики газа и пара типа GM868, GN868, GF868,
XGM868
13Расходомеры-счетчики вихревые объемные Yewflo модели DY
14Счетчики газа вихревые типа СВГ, СВГ.М
15Счетчики газа вихревые «Dymetic-9423»
16Счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600
17Влагомер сырой нефти «BOECH»
18Влагомер сырой нефти BCH-2
19Влагомер нефти поточный ПВН-615.001
20Влагомер нефти поточный Red Eye
21Преобразователь давления измерительный тип 3051
22Датчик давления «МЕТРАН-150-ДИ»
23Преобразователь измерительный «Сапфир-22Ех-М» модели ДИ
24Преобразователь давления измерительный dTRANS p02 Delta
25Преобразователь давления измерительный тип EJA530
26Преобразователь измерительный тип 644, 3144Р
27Термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом
Метран-276
28Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM
29Система измерений количества сырой нефти тип CCM
30Контроллер программируемый SIMATIC S7-300
31Устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ET 200S
32Контроллер на основе измерительных модулей серии 5000
SCADAPackES
33Контроллеры программируемый DL205
34Преобразователи измерительные контроллеров программируе-
мых I-8000
35Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на
базе PLC: ControlLogix, SLC500, FlexLogix
36Преобразователи измерительные программируемые KL
46386-11
Комплексы обеспечивают выполнение следующих функций:
а) автоматизированное и ручное измерение, вычисление и индикация согласно методи-
ке измерений следующей измерительной информации (далее – ИИ):
- значения массы жидкости, массы нефти и объема газа, приведенного к НУ, каждой из
подключенных к сепаратору скважины по результатам единичных измерений* и общие накоп-
ленные значения;
- моменты времени начала и конца единичных измерений и их длительность;
- текущие показания СИ;
*
– Единичное измерение – непрерывные измерения количества компонентов продукции скважины за
время одного опроса
Лист № 3
Всего листов 7
- исходные измеренные при наличии СИ (плотность, влагосодержание и гидростатиче-
ское давление жидкости, давление и температура газа) и введенные (плотности воды и газа при
НУ и нефти – при РУ) данные для расчетов;
б) ввод констант и управляющих сигналов;
в) архивирование в энергонезависимой памяти сроком не менее 32 суток (при одной
записи в сутки для каждой скважины) и выдача по запросу:
- усреднённых суточных значений массы жидкости и нефти;
- усреднённых суточных значений объема свободного газа, приведенного к НУ;
г) автоматическое архивирование и отображение на дисплее контроллера, передача по
запросу на внешний интерфейс сигнальной информации согласно РЭ комплекса;
д) формирование сигналов управления запорно-регулирующей арматурой комплекса
(при наличии).
По признаку номинальной пропускной способности комплексы имеют варианты ис-
полнения с номинальными значениями наибольшего среднего массового расхода жидкости от
200 до 2400 т/сут.
Диапазоны контролируемых массовых расходов жидкости не менее 100:1
Диапазоны контролируемых расходов газа определяются диапазонами применяемых
СИ массы или объема газа (согласно заказу).
Комплексы обеспечивают обработку ИИ при подключении к сепаратору до
14 нефтяных скважин.
Рабочей средой для комплексов являются компоненты разделенной сепаратором ГЗУ
продукции нефтяных скважин:
- жидкость, представляющая собой смесь пластовой воды, нефти, остаточного свобод-
ного нефтяного газа и растворенного нефтяного газа;
- свободный нефтяной газ.
Комплекс устанавливается в блоке технологическом (далее – БТ) и в блоке автоматики
(далее – БА) ГЗУ и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре
окружающего воздуха от + 5 °С до + 50 °С.
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
Лист № 4
Всего листов 7
Рисунок 1 – АГЗУ Спутник с комплексом измерительно-вычислительным «ИВК «Мера-ММ»
Схемы пломбирования контроллеров представлены на рисунках 2 – 4.
Рисунок 2 – Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»
Лист № 5
Всего листов 7
Рисунок 3 – Схема пломбирования контроллера «Siemens»
Рисунок 4 – Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее – ПО) предназначен для обеспечения вы-
полнения измерительных функций, а также обеспечения безопасного режима эксплуатации
технологического оборудования, удаленного контроля и управления ИВК «Мера-ММ».
SCADAPack32
12120501
7DCC5103
Таблица 2– Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данныеDirect LogicSiemens ET200S
(признаки)
Идентификационноенаименова- MG_DL_1212_0501 MG_SM_1212_0501
ние ПО
Номер версии (идентификацион-7DCC51077DCC5135
ный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО--
Другие идентификационные дан---
ные (признаки)
-
-
Уровень защиты ПО установок от непреднамеренных и преднамеренных изменений –
«высокий».
Лист № 6
Всего листов 7
Метрологические и технические характеритики:
Параметры рабочей среды:
- избыточное рабочее давление, МПаот 0,5 до 4,0;
- температура,
о
С от + 5 до + 90;
- кинематическая вязкость жидкости, м
2
/с от 1·10
-6
до 150 · 10
-6
;
- плотность жидкости, кг/м
3
от 750 до 1150;
- массовый расход жидкости, т/сутот 2 до 2400;
- объемный расход свободного газа при НУ, м
3
/сут. от 100 до 300000;
- газосодержание в РУ , м
3
/м
3
от 0,5 до 5
- влагосодержание, % не более 98;
- объемное содержание остаточного свободного газа в жидкости, % не более 1;
- объемное содержание сероводорода, % не более 2.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса
при измерении массы жидкости
*
± 1,5 %;
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса
при измерении массы нефти
*
при влагосодержании:
от 0 до 70 %± 5 %;
свыше 70 до 95 % ± 12 %;
При влагосодержании свыше 95 % пределы допускаемой относительной погрешности устанав-
ливает методика измерений, утвержденная и аттестованная в установленном порядке.
Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса
при измерении объема газа
*
, приведенного к НУ,± 3 %;
Электрическое питание комплексов осуществляется от сети переменного тока частотой (50 ± 2)
Гц и номинальным напряжением 220В с допускаемыми отклонениями ± 20 % от номинального
значения.
Потребляемая мощность не более 1 кВ·А.
Средний срок службы 10 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность комплексов представлена в таблице 3.
Обозначение
Количество
1
36.6713.76.00.000-
20.ПС и РЭ
1
Таблица 3 – Комплектность ИВК
Наименование
Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕ-
РА-ММ»
«Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК «МЕ-
РА-ММ» Паспорт и руководство по эксплуатации
ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные «ИВК
«МЕРА-ММ» Методика поверки
1
Поверка
осуществляется по документу МП 59370-14 «ГСИ. Комплексы измерительно-вычислительные
«ИВК «МЕРА-ММ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ»
10 июля 2014 г.
*
– С учетом погрешности контроллера при вычислении данной характеристики
Лист № 7
Всего листов 7
Основное поверочное оборудование:
– калибратор токовой петли Fluke-705 или аналогичный с относительной погрешностью
не более ± 0,1 %
– генератор пачки импульсов «DYMETIC-8081» 1…99999 имп.;
– частотомер Ч3-63/1 10
8
имп., 10
3
…100 с ЕЯ2.721.039 ТУ;
Средства поверки для средств измерений, входящих в состав комплексов, указаны в ме-
тодиках поверки на данные средства измерений.
Сведения о методиках (методах) измерений
«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Мето-
дикавыполненияизмеренийколичестванефтиинефтяногогазаизмерительно-
вычислительными комплексами «ИВК «Мера-ММ», аттестована ФБУ «Тюменский ЦСМ»
(Свидетельство № 262 от 30 апреля 2009 г.).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексам из-
мерительно-вычислительным «ИВК «Мера-ММ»
1ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтя-
ного газа. Общие метрологические и технические требования
2ТУ 3667-039-00137182-2008. «Комплексы измерительно-вычислительные ИВК «Ме-
ра-ММ». Технические условия.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
-при осуществлении торговли
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Нижневартовскремсервис» (ЗАО «НРС»),
Адрес: 628606, Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Тюменская область,
г. Нижневартовск, ул. Авиаторов, 27,
Тел. +7 (3466) 63-30-58, 63-35-32,
Факс +7 (3466) 63-31-67, 93-32-90,
E-mail:
,
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение
«Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской
области, Ханты-Мансийском автономном округе – Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»
(ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ»
)
,
Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88, Тел. (3452) 20-62-95, Факс (3452) 28-00-84
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30024-11 от 08.08.2011 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии__________________Ф.В. Булыгин
М.п.«
»
2014
г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 63108-16 | Комплекс автоматизированный измерительно-вычислительный | ТМСА 1-18 Б 064 | ООО "НПП "ТРИМ СШП Измерительные системы", г.С.-Петербург | 2 года | Перейти |
| 34345-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Сибнефтепровод". Измерительно-информационный комплекс НПС "Кедровое-1" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 64984-16 | Комплекс измерительно-вычислительный учета электрической энергии и мощности оптового рынка электрической энергии ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" | Нет данных | ООО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 20117-00 | Комплексы программно-технические | Цитрон | ЗАО "НПП "Электронные информационные системы", г.Екатеринбург | 2 года | Перейти |
| 80315-20 | Установка измерительно-вычислительная | УИВ 109 | Hewlett-Packard Company, Test and Measurement Organization, США | 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