Установки измерительные МЕРА-ММ.101
| Номер в ГРСИ РФ: | 65026-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 65026-16 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | МЕРА-ММ.101 |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 09.09.2021 |
Производитель / Заявитель
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 560 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 560 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 65026-16: Описание типа СИ | Скачать | 345.1 КБ | |
| 65026-16: Методика поверки НА.ГНМЦ.0101-16 МП | Скачать | 449.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «МЕРА-ММ.101» (далее - установки) предназначены для циклических и непрерывных измерений расходов и количества компонентов, индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
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, 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 скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16);
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-11);
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-16);
- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 42953-15);
- счетчики расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 77657-20);
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс (регистрационный № 70629-18).
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 (регистрационный № 26256-06);
- счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 42953-15);
- счетчики расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 77657-20).
Для измерения объемной доли воды в скважинной жидкости 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:
- устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в технологическом блоке;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из контроллеров:
- контроллеры измерительные (далее - АТ-8000) (регистрационный № 61018-15);
- контроллеры механизированного куста скважин (далее - КМКС) (регистрационный № 50210-12);
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.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. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-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 данные (признаки) |
Значение | |
|
КМКС |
АТ-8000 | |
|
Идентификационное наименование ПО |
SP32.IS.001 |
SP32.IS.001 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
V1.00000 |
V1.00000 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8DBB10AC |
8DBB10AC |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
CRC32 |
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.
Технические характеристики
аблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут) |
от 0,2 до 62,51) (от 5 до 1500) |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) |
от 2 до 625001) (от 50 до 1500000) |
|
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), % - при влагосодержании от 0 % до 70 % - при влагосодержании свыше 70 % до 95 % - при влагосодержании свыше 95 % до 98 % - при влагосодержании свыше 98 % до 99,9 % |
± 6 % ± 15 % ± 43 % ± 80 % |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, % |
± 5,0 |
|
1) Диапазоны измерений указываются в паспорте каждого экземпляра установки. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
скважинная жидкость |
|
Параметры измеряемой среды: - давление, МПа - температура, °С - кинематическая вязкость жидкости, м2/с - плотность жидкости, кг/м3 - максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т, не более - объемная доля воды в скважинной жидкости, %, не более |
от 0,2 до 10,01) от 0 до +602) от 1-10-6 до 500Д0-6 от 700 до 1180 1000 99,9 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электропитания: - напряжение переменное, В - частота переменного тока, Гц |
230±23/400±40 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
30 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления |
12360 х 3250 х 3960 6000 х 3250 х 3960 |
|
Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления |
30000 10000 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % |
от 10 до 30 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
- атмосферное давление, кПа | |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
УХЛ.1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
80000 |
|
1) Рабочее давление подбирается из стандартного ряда 4,0; 6,3; 10,0 МПа; 2) При условии отсутствия кристаллизированной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости. | |
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
|
Наименование |
Количество |
|
Установка измерительная «МЕРА-ММ.101» |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. |
|
Методика поверки |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
Методы измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «МЕРА-ММ.101», МН 621 - 2015, утвержденной ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика», г. Казань, 15 декабря 2015 г.
Нормативные документы
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.
Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утв. Приказом Росстандарта №256 от 07.02.2018.
Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа, утв. Приказом Росстандарта №2825 от 29.12.2018.
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.
Смотрите также
