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:
65026-16
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
МЕРА-ММ.101
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 № 63447
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «МЕРА-ММ.101»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «МЕРА-ММ.101» (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 измерением 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,
измеренной поточным влагомером или в испытательной лаборатории, вычисляется величина
массы нефти без учета воды.
Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления. Блоки
соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены: распределительное устройство; сепаратор;
расходомер жидкостной; расходомер газовый; первичные измерительные преобразователи
температуры, давления; 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);
- счетчики – расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (регистрационный № 47266-
11);
- счетчики – расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 42953-
15).
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в
зависимости от комплектации:
- счетчики – расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- датчики расхода газа ДРГ.М (Гос. реестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от
комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 62863-15);
- измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 47355-11).
В блоке контроля и управления размещены:
Лист № 2
Всего листов 5
- устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки,
хранения и передачи информации;
- вторичныеустройстваизмерительныхпреобразователей,размещенныхв
технологическом блоке;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления,
освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из контроллеров:
- контроллеры измерительные АТ-8000 (регистрационный № 61018-15);
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС (регистрационный № 50210-
12).
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-ММ.101». 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
Лист № 3
Всего листов 5
контроллеров и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические
характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.
SP32.IS.001
V1.00000
8DBB.10AC
-
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные признаки
КМКС, АТ-8000
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма исполняемого кода)
Другие идентификационные 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.
до 1000
от 2 до 62500
(от 50 до 1500000)
±2,5
±5,0
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики.
продукция нефтяных скважин
от 0,2 до 4,0
от 0 до +60
Рабочая среда
Давление, МПа
Температура,
о
С
Кинематическая вязкость жидкости, м
2
/с
от 1∙10
-6
до 150∙10
-6
от 700 до 1180
Плотность жидкости, кг/м
3
Максимальное содержание газа при стандартных
условиях (газовый фактор), м
3
/т
Объемная доля воды в сырой нефти, %до 99,9
Диапазон измерений массового расхода сырой
нефти, т/ч (т/сут)
от 0,2 до 62,5
(от 5 до 1500)
Диапазонизмеренийобъемногорасхода
свободногонефтяного газа,приведенныйк
стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут)
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 сырой
нефти (в объемных долях), %
– при влагосодержании от 0 % до 70 %
– при влагосодержании trial 70 % до 95 % –
при влагосодержании свыше 95 % до 98 %
– при влагосодержании свыше 98 % до 99,9 %
±6 %
±15 %
±3 %
±80 %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерении объема и объемного расхода газа,
приведенные к стандартным условиям, %
Лист № 4
Всего листов 5
Продолжение таблицы 2.
Количество входов для подключения скважинот 1 до 14
Напряжениепитаниясетипеременноготока±15 %
частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В
30
12360 × 3250 × 3960
6000 × 3250 × 3960
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
Габаритные размеры (длина × ширина × высота),
мм, не более:
- блока технологического
- блока контроля и управления
Масса, кг, не более:
- блока технологического
блока контроля и управления
Срок службы, лет, не менее
30000
10000
20
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.101»
Эксплуатационная документация (согласно ведомости
эксплуатационной документации)
Методика поверки
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0101-16 МП «ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ.101». Методика поверки», утвержденному ПАО «Нефтеавтоматика» 12 февраля
2016 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го по ГОСТ 8.637-2013;
либо:
- установка поверочная счетчиков жидкости с диапазоном воспроизводимых расходов
от 0,2 до 83,3 т/ч (м
3
/ч) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы
и массового расхода жидкости не хуже ±0,1 %;
- установка поверочная газовая с диапазоном воспроизводимых расходов от 2 до
63000 м
3
/ч с пределами допускаемой относительной погрешности измерений объема и
объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, не хуже ±0,5 %;
- манометры грузопоршневые МП по ГОСТ 8291-83, класс. точности 0,05;
- термометр сопротивления эталонный ЭТС-100 с диапазоном измерений от 0
о
С до
плюс 60
о
С и пределами допускаемой доверительной абсолютной погрешности ±0,15 ºС.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и
нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «МЕРА-
Лист № 5
Всего листов 5
ММ.101», МН 621 – 2015, утвержденной ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика», г. Казань,
15 декабря 2015 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «МЕРА-ММ.101»
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
расходамногофазных потоков
ГОСТ 8.510-2002 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объема и массы жидкости
ГОСТ Р 8.618-2014 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
объемного и массового расходов газа
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». 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
Публичное акционерное общество «Нефтеавтоматика»
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел/факс: (843) 295-30-47, 295-30-96;
E-mail:
Аттестат аккредитации ПАО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 09.10.2015 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 |
| 44146-10 | Преобразователи измерительные многофункциональные | АЕТ100, АЕТ200, АЕТ300, АЕТ400 | ООО "Фирма "Алекто-Электроникс", г.Омск | 7 лет | Перейти |
| 81835-21 | Комплекс измерительно-управляющий установки ГФУ АО "РНПК" | - | Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 64243-16 | Преобразователи измерительные | DL1016, DL1416, DL2000, DL4000 | Фирма "Vaisala Oyj", Финляндия | 1 год | Перейти |
| 28206-04 | Устройства многофункциональные измерительные | ВИК-1 | ГОУВПО "Российский университет дружбы народов", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 6997-79 | Установки трубопоршневые | Сапфир С-100- 6,4-0,1 | Нет данных | 1 год (ГОСТ 8.002-71) | 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