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:
60779-15
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
Мера-ММ.91
Производитель:
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
27.05.2020
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 58889
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «Мера-ММ.91»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Мера-ММ.91» (далее - установки) предназначены для
измерения массы и массового расхода сырой нефти и объема и объемного расхода нефтяного
газа.
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 (Номер в Федеральном
информационном фонде 45115-10);
- счетчики – расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Номер в Федеральном
информационном фонде 27054-14);
-расходомерыкориолисовыемассовыеOptimass(НомервФедеральном
информационном фонде 50998-12);
- расходомеры массовые Promass (Номер в Федеральном информационном фонде
57484-14);
Лист № 2
Всего листов 7
- счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО – Фломак (Номер в Федеральном
информационном фонде 47266-11);
- счетчики-расходомеры массовыеЭмис-Масс 260 (Номер в Федеральном
информационном фонде 42953-09);
- счетчики-расходомеры массовые МИР (Номер в Федеральном информационном
фонде 48964-12)
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
-счетчики–расходомерымассовыеMicroMotion(НомервФедеральном
информационном фонде 45115-10);
- счетчики – расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Номер в Федеральном
информационном фонде 27054-14);
-расходомерыкориолисовыемассовыеOptimass(НомервФедеральном
информационном фонде 50998-12);
- расходомеры массовые Promass (Номер в Федеральном информационном фонде
57484-14);
- счетчики газа вихревые СВГ (Номер в Федеральном информационном фонде
13489-13);
- датчик расхода газа ДРГ.М (Номер в Федеральном информационном фонде 26256-06);
- счетчик газа DYMETIC-9423 (Номер в Федеральном информационном фонде
37418-08);
-преобразователи расхода вихревые Эмис-Вихрь 200 (Номер в Федеральном
информационном фонде42775-14);
- расходомер Turbo Flow GFG (Номер в Федеральном информационном фонде
57146-14);
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые Turbo Flow UFG (Номер в Федеральном
информационном фонде 56432-14);
- расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400 (Номер в Федеральном
информационном фонде 57762-14);
- расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 7300 (Номер в Федеральном
информационном фонде 52540-13);
- расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4070 (Номер в Федеральном
информационном фонде 52514-13).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от
комплектации:
- Влагомеры поточные L и F (Номер в Федеральном информационном фонде 56767-14);
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Номер в Федеральном информационном фонде
42678-09);
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Номер в Федеральном информационном фонде
24604-12);
- измеритель обводненности Red Eye (Номер в Федеральном информационном фонде
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:
Лист № 3
Всего листов 7
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия
(Номер в Федеральном информационном фонде 15772-11);
- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack,фирмы "Schneider
Electric SA", Франция (Номер в Федеральном информационном фонде 50107-12);
-комплексы измерительно-вычислительные на базеустройств программного
управления TREI-5B-05 (Номер в Федеральном информационном фонде 19767-12);
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС (Номер в Федеральном
информационном фонде 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 обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.91». Общий вид.
Лист № 4
Всего листов 7
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.91». Общий вид.
Лист № 5
Всего листов 7
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 включения
электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме
исполнения.ВстроенноеПОконтроллеровустанавливаетсяназаводе-изготовителе
контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические
характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.
SCADAPack
12120501
7DСC5103
не
используется
-
SIMATIC S7-
300
наимено314
ционный
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентифика-
ционныеTREI-5B-05КМКС
признаки
Идентифика-
ционное
ва-
MM_SM_1408_1
TREI201591КМКС201591
ние ПО
Номер версии
(идентифи
к
а-
7DE8DEAA7DT15A917DK15A91
номер) ПО
Цифровой
идентифика-
тор ПО
(контрольнаяне используетсяне используетсяне используется
сумма
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
от 0,2 до 10,0
от 0 до плюс 90
от 1∙10
-6
до 150∙10
-6
от 700 до 1180
Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
-давление, МПа
-температура,
о
С
-кинематическая вязкость жидкости, м
2
/с
-плотность жидкости, кг/м
3
-максимальное содержание газа
при стандартных условиях (газовый фактор), м
3
/т
-объемная доля воды в сырой нефти, %
до 1000
до 99
Лист № 6
Всего листов 7
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)
от 0,2 до 83,3
(от 5 до 2000).
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 %
Св.70 до 95 %
Св. 95 % до 99 %
± 6;
± 15;
по методике измерений.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %
Количество входов для подключения скважин
± 5,0.
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 технологического
- блока контроля и управления
12360 × 3250 × 3960 мм;
6000 × 3250 × 3960 мм.
Масса, не более:
- блока технологического
- блока контроля и управления
30000 кг;
10000 кг.
Климатическое исполнение
УХЛ.1 по ГОСТ trial-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.91»
Эксплуатационная документация (согласно ведомости
эксплуатационной документации)
Методика поверки
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 60779-15 «ГСИ. Установки измерительные «Мера-ММ.91».
Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» в г. Тюмень, 12 января
2015 г.
Лист № 7
Всего листов 7
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей
регистрационный номер 3.2.ГНЭ.0001.2014, регистрационный номер 3.2.ГНЭ.0002.2014, расход
газожидкостных смесей от 1 до 100 т/ч, с пределом допускаемой относительной погрешности
при измерении: массового расхода газожидкостных смесей не более ± 2 %, объемного расхода
газа не более ± 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
нефтяногогаза.Методикаизмеренийизмерительнымиустановками«Мера-ММ»,
утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 15 августа 2013 г.
Нормативныеитехническиедокументы,распространяющиесянаустановки
измерительные «Мера-ММ»
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.
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 метрологииС.С. Голубев
М.п.«____»_________2015 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 61965-15 | Преобразователи давления измерительные | X11, X40, X70 | Фирма "GP:50", США | 1 год | Перейти |
| 14706-95 | Устройства измерительные | D-2401 | Фирма "MMC", США | 2 года | Перейти |
| 26217-07 | Установки ультразвукового контроля сварного шва и концов труб автоматизированные | ВОЛГА-16-002 | ООО "Компания "Нординкрафт", г.Череповец | 1 год | Перейти |
| 11359-88 | Преобразователи расхода измерительные | ИР-61К | ПО "Промприбор", Эстония, г.Таллинн | 1 год | Перейти |
| 15723-96 | Установки измерительные ультразвуковые | СКАНЕР | МНТП "АЛТЕС-лтд.", г.Дзержинский | 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