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:
79276-20
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
МЕРА-ММ.XXX
Производитель:
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
22.09.2025
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 78356
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «МЕРА-ММ.XXX»
Назначение средства измерений
Установки измерительные «МЕРА-ММ.XXX» (далее - установки) предназначены для
циклических и непрерывных измерений расходов и количества компонентов, полученных в
результате сепарации продукции соответственно одной или нескольких нефтяных скважин, а
также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на
диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание средства измерений
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции
нефтяных скважин на жидкостную и газовую фазы с помощью сепаратора и последующим
измерением массы и массового расхода жидкости, объема и объемного расхода нефтяного газа.
В сепараторе установки происходит разделение продукции нефтяных скважин на
жидкую и газовую фазы. Массовый расход и масса отделенной в сепараторе жидкости в
условиях сепарации (при давлении и температуре измерений) измеряется массовыми
расходомерами. Объемный расход и объем отделенного в сепараторе (свободного) попутного
газа в условиях сепарации измеряется объемным или массовым расходомером. Содержание
объемной и массовой доли пластовой воды в отделенной в сепараторе жидкости измеряется
одним из трех методов: прямым методом с применением поточного преобразователя
влагосодержания, косвенным методом на основании результатов измерений плотности
жидкости, каналом плотности массового расходомера, на основании результатов измерений
содержания воды в лаборатории.
Содержание в нефти растворенного попутного газа в условиях измерений, содержание
капельнойжидкостивсвободномпопутномнефтяномгазерассчитываетсяпо
термодинамической модели, учитывающей свойства продукции скважины, реализованной в
программном обеспечении установок.
Массовый расход и масса нефти в составе скважинной жидкости рассчитывается на
основании измерений массового расхода и массы жидкости, содержания в жидкости пластовой
воды, содержания в нефти растворенного газа и содержания капельной жидкости в свободном
попутном газе.
Объемный расход и объем попутного газа, приведенный к стандартным условиям,
рассчитывается на основании измеренных значений объемного расхода и объема свободного
попутного нефтяного газа и содержания растворенного попутного газа в нефти.
Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным
внутри оборудованием. Блоки соединены междусобой 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.
Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства
измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи
влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры – в
таблице 4.
Лист № 2
Всего листов 6
Таблица 1 – Средства измерений расхода жидкости
Наименование
Расходомеры массовые Promass
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS
Расходомеры-счетчики массовые Optimass
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс
Регистрационный номер
15201-11
45115-16
27054-14
50998-12
53804-13
42953-15
47266-16
70629-18
Таблица 2 – Средства измерений расхода газа
Наименование
Расходомеры массовые Promass
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS
Расходомеры-счетчики массовые Optimass
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс
Датчики расхода газа ДРГ.М
Счетчики газа ультразвуковые СГУ
Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 ЭВ-200»
Регистрационный номер
15201-11
45115-16
27054-14
50998-12
53804-13
42953-15
47266-16
70629-18
26256-06
57287-14
42775-14
Таблица 3 – Средства измерений содержания доли воды
Наименование
Регистрационный
номер
Влагомеры сырой нефти ВСН-2
Измерители обводненности Red Еуе
®
модели Red Еуе
®
2G и Red Еуе
®
Влагомеры микроволновые поточные МПВ700
Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т
24604-12
47355-11
65112-16
59365-14
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 – куста скважин).
В составе блока контроля и управления могут быть применены следующие
измерительные контроллеры.
Лист № 3
Всего листов 6
Регистрационный номер
57232-14
50107-12
56993-14
64980-16
69436-17
Таблица 4 – Измерительно-вычислительные контроллеры
Наименование
Системы управления модульные B&R Х20
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей
серии 5000
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей
серии 5209, 5232, 5305
Контроллеры SCADAPack 530Е и 535Е
КонтроллерыSCADAPack32/32Р,314/314Е,330/334
(330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575
Комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств
программного управления «TREI-5В»
19767-12
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 – Установка измерительная «МЕРА-ММ. XXX». Общий вид.
Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в
составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
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.
Лист № 4
Всего листов 6
MMBR
MMSP
MMTR
7E36
7E36
7E36
не используется
не используется
не используется
CRC32
CRC32
CRC32
(признаки)
управления
модульные
«B&R Х20»
основе
измерительных
модулей
«SCADAPack»
Таблица 5 – Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные данныесистемыконтроллеры накомплексы
2
3
измерительно-
вычислительные и
управляющие на базе
устройств программного
управления «TREI-5В»
4
1
Идентификационное
наименование ПО
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм вычисления
цифрового идентификатора
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 6 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Диапазон измерений массового расхода скважинной
жидкости, т/ч (т/сут)
Диапазон измерений объемного расхода нефтяного газа,
приведенного к стандартным условиям, м
3
/ч (м
3
/сут)
Значение
от 0,042 до 83,3
(от 1 до 2000)
от 2 до 62500
(от 50 до 1500000)
± 2,5
± 6,0
± 15,0
согласно методике измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы и массового расхода скважинной жидкости,
%
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений массы и массового расхода скважинной жидкости
(без учета воды и попутного газа) при содержании воды в
скважинной жидкости (в объемных долях), %
От 0 до 70 %
Св.70 до 95 %
Св. 95 %
Пределы допускаемой относительной погрешности
измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к
стандартным условиям, %
± 5,0
Лист № 5
Всего листов 6
Таблица 7 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Рабочая среда
Значение
Продукция нефтяных скважин
Параметры измеряемой среды:
-давление, МПаот 0,2 до 10,0
-температура, °Сот -30
1
до 100
-кинематическая вязкость жидкости, мм
2
/с
от 1 до 2500
2
-плотность жидкости, кг/м
3
от 690 до 1320
-объемная доля воды в скважинной жидкости, %
от 0 до 100
Количество входов для подключения скважинот 1 до 14
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В220/380
- допустимое отклонение от номинального напряжения, % ± 15
- 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
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69
УХЛ.1
Срок службы, лет, не менее 10
3
Средняя наработка на отказ, ч 72000
1 – при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости
2 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином
случае изготовитель предусматривает технические решения для обеспечения сепарации, например,
предварительный подогрев, увеличение объёма сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при
вязкости жидкости свыше 500 мм
2
/с, определяется индивидуально.
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
–
–
Количество
1 компл.
1 компл.
Таблица 8 – Комплектность установки
Наименование
Установка измерительная «МЕРА-ММ.ХХХ»
Эксплуатационная документация (согласно
ведомости эксплуатационной документации)
Методика поверки
МП 1005-9-2019
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 1005-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ.ХХХ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 декабря 2019 г.
Основные средства поверки:
рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Лист № 6
Всего листов 6
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных
«МЕРА-ММ.XXX».
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика
измеренийсприменениемизмерительныхустановок«МЕРА-ММ.ХХХ»
АО «ГМС Нефтемаш», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/11109-19 от 30.09.2019
выдано ФГУП «ВНИИР».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным «МЕРА-ММ.ХХХ»
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
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного
газа. Общие метрологические и технические требования
ПНСТ 360-2019 Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения
количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и
технические требования
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
Телефон: (3452) 79-19-30, факс: (3452) 79-19-30
E-mail:
Испытательный центр
Всероссийскийнаучно-исследовательскийинститутрасходометрии–филиал
Федеральногогосударственногоунитарного предприятия «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»
(ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62, факс: 272-00-32
E-mail:
Аттестат аккредитации ВНИИР – филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 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 метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 77680-20 | Трансформаторы напряжения наружной установки | НОЛ-НТЗ-IV | ООО "Невский Трансформаторный Завод "Волхов", г.Великий Новгород | 8 лет | Перейти |
| 18885-20 | Преобразователи измерительные переменного тока | Е842/1 | ОАО "Витебский завод электроизмерительных приборов" (ВЗЭП), Беларусь, г.Витебск | 1 год - для мод. Е842/1, 2 года - для мод. Е842/1 АС | Перейти |
| 4437-74 | Микрофоны измерительные конденсаторные | КМ-1 | Нет данных | Нет данных | Перейти |
| 27262-04 | Преобразователи измерительные напряжения | Enerdis UAR1210B | Фирма "Enerdis", Франция | 1 год | Перейти |
| 40585-10 | Антенны измерительные рупорно-линзовые | П6-80/2 | ООО НТЦ "ЭРПА", г.Москва | 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