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:
73208-18
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
МЕРА-ММ.103
Производитель:
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
22.11.2023
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 72004/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1575 от 22.09.2020 г.)
Установки измерительные «МЕРА-ММ.103»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «МЕРА-ММ.103» (далее - установки) предназначены для
измерений массы и массового расхода скважинной жидкости и скважинной жидкости без учета
воды, 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 скважинной жидкости, и объема и
объемного расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости 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 скважинной жидкости и объемной доли воды в
скважинной жидкости вычисляется значение массы нефти без учета воды.
Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкциис
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 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 измерений массы и массового расхода скважинной жидкости используются в
зависимости от комплектации:
расходомерымассовые«Promass»,регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее – регистрационный номер)
15201-11;
расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13;
счетчики-расходомерымассовые«ЭЛМЕТРО-Фломак»,регистрационныйномер
47266-16;
счетчики-расходомеры массовые «Штрай-Масс», регистрационный номер 70629-18.
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости
от комплектации:
расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11;
расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13;
счетчики газа вихревые типа «СВГ.М», регистрационный номер 13489-13;
счетчики-расходомеры массовые «Штрай-Масс», регистрационный номер 70629-18;
Лист № 2
Всего листов 5
преобразователирасхода вихревыеЭмис-Вихрь200,регистрационныйномер
42775-14.
Для измерения объемной доли воды в скважинной жидкости используются в
зависимости от комплектации:
влагомеры микроволновые поточные «МПВ700», регистрационный номер 65112-16;
влагомеры сырой нефти «ВСН-2», регистрационный номер 24604-12.
Для измерения температуры рабочей среды используются преобразователи температуры
с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более
0,5 ºС.
Для измерения давления рабочей среды используются преобразователи давления с
пределами допускаемой приведенной погрешности не более
0,25 %.
В блоке контроля и управления размещены:
устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки,
хранения и передачи информации;
силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления,
освещения, вентиляции.
Блок контроля и управления не является обязательным компонентом, оборудование
может быть размещено в блоке автоматики и связи (проектируется в составе производственного
объекта – КУСТ скважин).
В зависимости от комплектации применяют один из следующих контроллеров:
контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е),
312, 313, 337Е, 570/575, регистрационный номер 69436-17;
системы управления модульные B&R X20, регистрационный номер 57232-14;
контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity
3000, Protos X, Terminator, регистрационный номер 65466-16.
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
измерения массового расхода и массы сепарированной скважинной жидкости;
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.103». Общий вид.
Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в
составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Лист № 3
Всего листов 5
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные признакиB&R X20SCADAPackDirectLOGIC
Идентификационное наименование ПО
MMBRMMSPMMDL
7DE87DС57D7C
Номер версии (идентификационный
номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
(контрольная сумма исполняемого кода)
---
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
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости,от 0,2 до 83,3 (от 5 до
т/ч (т/сут) 2000)
1)
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяногоот 2 до 62500 (от 50 до
газа, приведенного к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут) 1500000)
1)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы и массового расхода скважинной жидкости, %± 2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
массы и массового расхода скважинной жидкости (без учета
воды) при содержании воды в скважинной жидкости (в
объемных долях), %
От 0 до 70 %± 6,0
Св. 70 до 95 % ± 15,0
Св. 95 % до 99 %согласно методике
измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным
условиям, %± 5,0
________________________________
1)
- диапазон измерений указывается в паспорте каждого экземпляра установки.
Лист № 4
Всего листов 5
от 0,8 до 10,0
от - 5
1)
до + 100
от 1 до 2500
2)
от 700 до 1180
Количество входов для подключения скважин
от 1 до 14
Значение
скважинная жидкость
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Параметры измеряемой среды:
-давление, МПа
-температура, °С
-кинематическая вязкость жидкости, мм
2
/с
-плотность жидкости, кг/м
3
-максимальное содержание газа при стандартных условиях
(газовый фактор), м
3
/т, не более
-объемная доля воды в скважинной жидкости, %, не более
1000
99
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В220±33/380±57
- частота переменного тока, Гц 50±1
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
30
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
Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °Сот + 10 до + 30
- относительная влажность, % от 30 до 80
- атмосферное давление, кПаот 84 до 106,7
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 УХЛ.1
Срок службы, лет, не менее 20
3)
Средняя наработка на отказ, ч 80000
__________________________
1)
– при условии незамерзания воды в рабочих условиях скважинной жидкости
2)
- при сохранении текучести
3)
- за исключением компонентов КИПиА срок службы, которых определен производителем
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.
Комплектность средств измерений
-
Обозначение
Мера-ММ.103
Количество
1 шт.
1 компл.
Таблица 4 – Комплектность средств измерений
Наименование
Установка измерительная
Эксплуатационнаядокументация(согласно
ведомости эксплуатационной документации)
Методика поверки
НА.ГНМЦ.0217-2018 МП
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0217-2018 МП «ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ.103». Методика поверки с изменением № 1», утвержденному ОП ГНМЦ
АО «Нефтеавтоматика» 07.02.2020 г.
Лист № 5
Всего листов 5
Основные средства поверки:
рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013;
средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств
измерений, входящих в состав СИКН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных
«МЕРА-ММ.103».
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе МН 854-2018 «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Методика измерений установками измерительными «МЕРА-ММ», свидетельство об
аттестации RA.RU.310652-044/01-2018 от 01.03.2018.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «МЕРА-ММ.103»
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»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений,
относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений,
выполняемыхприучетеиспользуемыхэнергетическихресурсов,иобязательных
метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические
условия
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «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
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел./факс: (843) 567-20-10
E-mail:
Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 47211-11 | Устройства для измерений углов установки колес автомобилей | DSP706, DSP708 | Фирма "Hunter Engineering Company", США | 1 год | Перейти |
| 52009-12 | Приемники измерительные | ESR3, ESR7 | Фирма "Rohde & Schwarz GmbH & Co. KG", Германия | 1 год | Перейти |
| 74720-19 | Машины измерительные | WM 1 - 400/300 | Фирма "Dr.Heinrich Schneider Messtechnik GmbH", Германия | 1 год | Перейти |
| 82083-21 | Комплексы измерительные | WST Ревизор модели WSTR-EP | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Техническая Лаборатория Электронные Инструменты" (ООО "НТЛ "ЭлИн"), г. Москва | 2 года | Перейти |
| 43566-10 | Комплексы пеленгования источников радиоизлучений измерительные | Барс-МПИ2 | ООО "Специальный Технологический Центр" (СТЦ), 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