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:
59381-14
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
Мера-ММ.81
Производитель:
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 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 № 57334
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «Мера-ММ.81»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Мера-ММ.81» (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
кориолисовымисчетчикамирасходомерами.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, давления с токовыми
выходными сигналами 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 ЭЛМЕТРО – Фломак (Госреестр № 47266-11);
- счетчики - расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (Госреестр № 42953-09).
Для измерения объема нефтяного газа используются 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 5
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации, включающее в себя микропроцессорный
контроллер 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)
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС, изготовитель ЗАО
«ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной
скважины:
- измерение среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерение среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа,
приведенных к стандартным условиям;
- измерение среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикацию, архивирование и передачу результатов измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.81». Общий вид
Лист № 3
Всего листов 5
признаки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) установок представляет собой встроенное
ПО контроллера, 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
включенияэлектропитанияустановокпроисходитавтоматическаяинициализация
контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-
изготовителе контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит.
Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО
контроллеров.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные
КМКСАТ-8000
наименование ПО
Идентификационное
qmicroDebitCalc
Номер версии
(идентификационный03.12.00919103.12.009291
номер) ПО
Цифровой идентификатор
ПО (контрольная сумма4CE1.36FE4A55.7843
исполняемого кода)
Другие идентифика-
ционные признаки
--
Нормирование метрологических характеристик установок проведено с учетом того,
что программное обеспечение является неотъемлемой частью установок.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений
соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
-давление, МПаот 0,2 до 4,0
-температура,
о
С от 0 до плюс 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).
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,
приведенный 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;
Лист № 4
Всего листов 5
Св.70 до 95 %± 15;
Св. 95 до 99 % согласно методике измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа,
приведенных к стандартным условиям, %± 5,0.
Количество входов для подключения скважин от 1 до 14.
Напряжение питания сети переменного тока
частотой (50 ± 1) Гц 220/380 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.
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.81»
Эксплуатационная документация (согласно ведомости
эксплуатационной документации)
Методика поверки
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 59381-14«ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-
ММ.81». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 03 сентября
2014 г.
В перечень основного поверочного оборудования входит:
-рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей
ОГМ-0001 (№ 3.2.ГНЭ.0001.2014), ОГМ-0002 ((№ 3.2.ГНЭ.0002.2014), расход жидкости от
1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расход газожидкостной
смеси от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расхода газа от
4 до 62500 м
3
/ч, с пределом относительной погрешности ± 3 %
Средства поверки для средств измерений входящих в состав установки указаны в
документах на их поверку.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти
и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «МЕРА-ММ.81»,
утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» в г. Тюмень, 3 сентября 2014 г.
Лист № 5
Всего листов 5
Нормативныеитехническиедокументы,распространяющиесянаустановки
измерительные «Мера-ММ.81»
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.
Изготовитель
Открытое акционерное общество «ГМС Нефтемаш»
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44,
Тел. (3452) 43-01-03,
Факс (3452) 43-22-39;
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 метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 5678-76 | Преобразователи измерительные | Е828 | Нет данных | Нет данных | Перейти |
| 83443-21 | Система измерений количества и параметров газа (СИКГ), поступающего на дежурные горелки совмещенной факельной установки УПН-1, в БПРГ ЦПС Куюмбинского месторождения | Обозначение отсутствует | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр Инкомсистем" (ЗАО "НИЦ "ИНКОМСИСТЕМ"), г. Казань | 4 года | Перейти |
| 47327-11 | Установки поверочные средств измерения напряженности электрического поля промышленной частоты | П1-24 | ЗАО "НПП "Циклон-Прибор", г.Фрязино | 1 год | Перейти |
| 21545-01 | Преобразователи измерительные pH-метров/иономеров | Мультитест ИПЛ | ООО НПП "Семико", г.Новосибирск | 1 год | Перейти |
| 64636-16 | Комплексы измерительные программно-технические | Енисей ВК | ООО "Ракурс-инжиниринг", г.С.-Петербург | 2 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