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:
65009-16
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
МЕРА-МИГ
Производитель:
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
09.09.2021
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 63430
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «МЕРА-МИГ»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «МЕРА-МИГ» (далее - установки) предназначены для
измерений массы и массового расхода сырой нефти, объема и объемного расхода нефтяного
газа, приведенного к стандартным условиям.
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 с применением кориолисовых или объемных счетчиков-
расходомеров, позволяющих 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 величина 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 токовым выходом от 4 до 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 измерений массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от
комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS (регистрационный № 50998-12);
- расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- расходомеры массовые Promass (регистрационный № 57484-14);
- счетчики газа вихревые СВГ (регистрационный № 13489-13);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются:
- измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 47355-11).
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки,
хранения и передачи информации;
Лист № 2
Всего листов 5
- вторичныеустройстваизмерительныхпреобразователей,размещенныхв
технологическом блоке;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления,
освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 фирмы Siemens AG, Германия
(регистрационный № 15772-11);
- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack, фирмы «Schneider
Electric SA», Франция (регистрационный № 50107-12);
- контроллеры программируемые DL205 (регистрационный № 17444-11).
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к
стандартным условиям;
- измерения массового расхода и массы нефти без учета воды;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский
пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «МЕРА-МИГ». Общий вид.
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.
DL205SCADAPack
DirectSoft.exe
SCADAPack 32 TelePACE
Лист № 3
Всего листов 5
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
ИдентификационныеSIMATIC
признакиS7-300
SCADAPack 32 ISaGRAF
Идентификационное6ES7 810
2.21.mot
наименование ПО4CC10 0YA5
2.21.mot
Номер версии
номер) ПО
е менне менее
(идентификационный
н
V5.5
ее
V10.1.0.238
не менее V2.21
---
---
Цифровой
идентификатор ПО
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 «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
от 0,2 до 6,3
от - 5 до +90
от 1∙10
-6
до 500∙10
-6
от 680 до 1250
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 99,9
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,2 до 83,3
(от 2 до 2000)
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа,
приведенный к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут) от 2 до 20830
(от 50 до 500000)
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 включ. % ±5;
св.70 до 95 % ±10
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, %±5,0
Пределы допускаемой приведенной погрешности установки
при измерении давления*, %±0,3
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки
при измерении температуры,
о
С±0,5
Лист № 4
Всего листов 5
Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки
при измерении перепада давления, %
±0,3
Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведенная*), %
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
- при измерении времени (относительная), %
- при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), %
±0,1
±1,0
±0,1
±0,025
Количество входов для подключения скважин
от 1 до 14
Параметры электрического питания:
-напряжение переменного тока, В
-частота переменного тока, Гц
220/380±15 %
(50±1)
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
15
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), мм, не более:
- блока технологического 12360 × 3250 × 3960;
- блока контроля и управления 6000 × 3250 × 3960
Масса, кг, не более:
- блока технологического 30000
- блока контроля и управления 10000
Срок службы, лет, не менее20
*-нормирующим значением приведенной погрешности является верхний предел
диапазона измерений
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта установки типографским
способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления – методом
аппликации или шелкографией.
Количество
1 компл.
Комплектность средства измерений
Наименование
Установка измерительная «МЕРА-МИГ»
Эксплуатационная документация (согласно ведомости
эксплуатационной документации в соответствии с заказом)
Методика поверки МП 0409-9-2016
1 компл.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 0409-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-МИГ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 марта 2016 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода газожидкостных
смесей ГЭТ 195-2011;
либо:
- рабочий эталон массового расхода газожидкостных смесей 1-го или 2-го разряда по
ГОСТ 8.637-2013.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного
клейма или наклейки.
Лист № 5
Всего листов 5
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и
нефтяногогаза.Методикаизмеренийизмерительнымиустановками«МЕРА-МИГ»,
утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», г. Тюмень 21 декабря 2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к установкам измерительным
«МЕРА-МИГ»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой 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 3667-062-00137182-2014 Установки измерительные «МЕРА-МИГ». Технические условия
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш»
ИНН 7204002810
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44,
Тел. (3452) 43-01-03,
Факс (3452) 43-22-39;
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт расходометрии»
Юридический адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Тел.: (843) 272-70-62, факс: 272-00-32, E-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 |
| 26063-03 | Установки для поверки приборов измерения суммарного люфта в рулевом управлении автотранспортных средств | УПЛ | ЗАО "Лесса", г.Королев | 1 год | Перейти |
| 57392-14 | Преобразователи напряжения измерительные аналого-цифровые модульные | NI PXIe-4300, NI PXIe-4353 | Компания "National Instruments Corporation", Венгрия | 1 год | Перейти |
| 9309-83 | Коммутаторы измерительные контактные | ФK 79 | ВЗЭТ (завод электроизмерительной техники), Литва, г.Вильнюс | 1 год | Перейти |
| 18712-99 | Установки радиационного контроля многоканальные | УМКС-99 \"АТЛАНТ | ЗАО НПП "Доза", пос.Менделеево | 1 год | Перейти |
| 31455-06 | Установки трубопоршневые поверочные стационарные | ОЗНА-Прувер С-0,05 мод. 100, 280, 500, 1100 | АО "ОЗНА-Измерительные системы", г.Октябрьский; АО "Акционерная компания ОЗНА", г.Октябрьский | 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