Установки измерительные "Спутник-Массомер НТ.1"
| Номер в ГРСИ РФ: | 67165-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО ИПП "Новые Технологии", г.Уфа |
Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67165-17 |
| Действует | по 05.04.2027 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | "Спутник-Массомер НТ.1" |
| Код идентификации производства |
ОС
СИ не соответствует критериям подтверждения производства на территории
РФ в соответствии с постановлением №719
|
| Характер производства | Серийное |
| Идентификатор записи ФИФ ОЕИ | 70f51ec7-5abf-96ab-753a-62b03dbc3886 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью Инженерно-производственное предприятие «Новые технологии» (ООО ИПП «Новые Технологии»), г. Уфа
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки |
4 года
|
| Зарегистрировано поверок | |
| Найдено поверителей | |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 220 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0 %) |
| Актуальность информации | 21.12.2025 |
Поверители
Скачать
|
67165-17: Описание типа
2024-67165-17.pdf
|
Скачать | 272 КБ | |
|
67165-17: Методика поверки
2024-mp67165-17.pdf
|
Скачать | 4 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные Спутник-Массомер НТ.1 (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.
Установки состоят из блока контроля и управления (далее - БКУ) и блока технологического (далее - БТ).
Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины. При изготовлении установок в мобильном варианте, блок БТ (вариант исполнения установок для подключения одной скважины) и блок БКУ устанавливаются в кузове прицепа или автомобиля, либо на шасси прицепа или автомобиля.
В состав БКУ входят силовой шкаф, блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ). В варианте исполнения стационарной установки для подключения одной скважины БИОИ во взрывозащищенном исполнении может устанавливаться в БТ.
В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее - СИ): счетчики- расходомеры массы и массового расхода жидкости и газа, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее — ЕС) или трубный сепаратор (далее - ТС), переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.
В зависимости от конструкции, комплектации средствами измерений и оборудованием установки выпускаются в следующих исполнениях:
- исполнение 1 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 2 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 3 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером
в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 4 -с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 5 - с объемным счетчиком-расходомером жидкости и поточным плотномером жидкости в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 6 - с массовым счетчиком-расходомером жидкости/газа или с объемным счетчиком-расходомером жидкости/газа и поточным плотномером жидкости на общей измерительной линии жидкости/газа;
ИУ могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины.
Установки в разных исполнениях измеряют массу и массовый расход жидкости, массу и массового расход жидкости за вычетом воды, объем и объемный расход газа, приведенные
к стандартным условиям в автоматическом режиме с учетом:
- введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стандартизованными методами или по аттестованным методикам измерений в лабораторных условиях;
- поправок на давление и температуру рабочей среды;
- газосодержания рабочей среды;
Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации исполнений установок.
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
СИ массы и массового расхода жидкости, газа | |
|
Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» |
45115-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
71393-18 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Метран-360 М |
89922-23 |
|
Расходомеры массовые Promass (мод. Promass 300, Promass 500) |
68358-17 |
|
Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые ROTAMASS мод. RC |
75394-19 |
|
Счетчики жидкости массовые МАСК |
12182-00 |
|
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ-С |
75514-19 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
70629-18 |
|
Массовый кориолисовый расходомер «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15 |
|
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400 |
53804-13 |
|
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» |
77657-20 |
|
Счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300 |
65918-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
СИ объема и объемного расхода жидкости | |
|
Счетчики жидкостные турбинные ТОР.НТ.М |
72663-18 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ |
60269-15 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.М |
70119-18 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.ППД |
74730-19 |
|
СИ объема и объемного расхода газа | |
|
Расходомеры вихревые «Ирга-РВ» |
55090-13 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ |
60269-15 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.М |
70119-18 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ЭРВИП.НТ.ППД |
74730-19 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые ИРВИС -РС4М |
55172-13 |
|
Расходомеры-счетчики ультразвуковые ИРВИС-РС4М-Ультра |
58620-14 |
|
Датчики расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
|
Счетчики газа вихревые СВГ |
13489-13 |
|
Датчики расхода-счетчики «ДАЙМЕТИК-1261» |
67335-17 |
|
Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)» |
42775-14 |
|
Расходомеры ультразвуковые Ирга-РУ |
70354-18 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые 8800 |
64613-16 |
|
СИ содержания объемной доли воды в жидкости | |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК-Т |
59365-14 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
|
Влагомеры оптические емкостные сырой нефти АМ-ВОЕСН |
78321-20 |
|
Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф |
63101-16 |
|
СИ плотности жидкости | |
|
Плотномер 804 |
47933-11 |
|
СИ обработки результатов измерений | |
|
Приборы вторичные теплоэнергоконтроллеры ИМ2300 |
14527-17 |
|
Вычислители УВП-280 |
53503-13 |
|
Вычислители УВП-280Г |
88195-23 |
|
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 |
61953-15 |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 |
50107-12 |
|
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 |
69436-17 |
|
Контроллеры измерительные ADAM-3600 |
71322-18 |
|
Модули аналоговые I-7000, М-7000, tM, I-8000, I-87000, I-9000, I-9700, ET-7000, PET-7000, ET-7200, PET-7200 |
70883-18 |
|
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 |
15772-11 |
|
Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200SP/SP HA |
74165-19 |
|
Контроллеры программируемые логические МKLogic200 |
85559-22 |
|
Контроллеры программируемые логические серии НК |
70915-18 |
|
Контроллеры логические программируемые АБАК ПЛК |
63211-16 |
|
Наименование средства измерений |
Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
|
Контроллеры измерительные К15 |
75449-19 |
|
Контроллеры механизированного куста скважин КМКС |
50210-12 |
|
Контроллеры логические программируемые ПЛК160 |
48599-11 |
|
Контроллеры логические программируемые ПЛК 200 |
84822-22 |
|
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200 |
63339-16 |
|
Контроллеры программируемые логические Cilk |
72507-18 |
|
Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500 |
60314-15 |
|
Контроллеры программируемые Мега12 |
87091-22 |
|
Модули измерительно-вычислительные МСС xx |
76108-19 |
|
Устройства программного управления «TREI-5B» |
31404-08 |
|
Системы управления модульные B&R X20 |
57232-14 |
|
Комплексы автоматики и телемеханики многофункциональные программно-технические «Сфера» |
78950-20 |
|
Комплексы многофункциональные программно-технические «Орбита» |
53630-13 |
Вспомогательные СИ давления и температуры, применяемые в составе установок, могут быть любого типа, внесенные в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений, имеющие метрологические и технические характеристики, отвечающие требованиям:
- измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерения (0-25,0) МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %, аналоговый токовый выходной сигнал;
- манометры показывающие с диапазоном измерений (0-25) МПа, кл.т. не ниже 1,5;
- измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений (0-100) °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,5 °С, аналоговый токовый выходной сигнал;
- термометры показывающие с диапазоном измерений (0-100) °С, абсолютная погрешность ±0,5 °С.
Заводской номер установок наносится на фирменные металлические таблички, которые крепятся снаружи на стенке блока технологического и блока контроля управления, методом лазерной маркировки, обеспечивающим его сохранность на весь период эксплуатации установок. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Рисунок 1 - Установки измерительные «Спутник-МассомерНТ.1» Внешний вид блока технологического (БТ)
Рисунок 2 - Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1». Внешний вид БКУ многоскважинной установки
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) для установок состоит из программно-технического комплекса «Мега», комплекса многофункционального программно-технического «Инфолук», МПТК «Орбита», систем управления модульных B&R X20, модулей измерительно-вычислительных МССхх и т.д. (см. таблицу 2).
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и измеренных (вычисленных) данных. ПО на метрологические характеристики установок влияние не оказывает.
Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) установок
приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификацион ные данные (признаки) |
Значение | |||||||
|
mega12family_user |
mega12_ pro_fami ly_user |
mega12 module |
mega12 nwfamil y_user |
mega12 nwmod ule | ||||
|
Идентификацион ное наименование ПО |
mg12targ et |
mg12tar get6lwp n |
mg12gate 6lwpn |
mg12u ser_co mmon |
mg12pro user_com mon |
mega12 module |
mg12n wuser_c ommon |
mega12 nwmod ule |
|
Номер версии (идентификацио нный номер) ПО |
не ниже 211201 |
не ниже 190412 |
не ниже 191206 |
не ниже 211201 |
не ниже 211201 | |||
|
Цифровой идентификатор ПО |
53898 |
53898 |
53898 |
53898 |
38485 |
- |
- |
- |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
md5 |
md5 |
md5 |
md5 |
md5 |
md5 |
md5 |
md5 |
Продолжение таблицы 2
|
Идентификационн ые данные (признаки) |
Значение | ||||
|
ПЛК-160 |
Комплекс автоматики и телемеханики многофункциональ ный программнотехнический «Сфера» |
Контроллер механизиров анного куста скважин КМКС |
ПЛК200 [M02] |
Массомер 3.0 | |
|
Идентификационно е наименование ПО |
710-PO-PW-C6EA |
WebSphere |
gmicro |
Sp_Mass _NT_1 |
«Massomer 3.0.bin» |
|
Номер версии (идентификационн ый номер) ПО |
1.05 |
Не ниже 2.0 |
03.12.0091 |
1.05 |
3.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3FCA88C5 |
WebSphere.WebUI. dll cf7be66fd355394aa3 c5066ede51f643 |
4CE136FE |
- |
585DD63E |
|
Другие идентификационны е данные - алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC32 |
Мd5 |
CRC16 |
- |
- |
Продолжение таблицы 2
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
|
X20 |
SIMATIC S7-1200 |
ПОТОК |
Модули измерительновычислительные МССхх | |
|
Идентификационное наименование ПО |
ngiflow-x20 |
ngiflow-tia |
K15_AGZU |
МССхх_у7.Ьш* |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
20.6.86.11 |
12.2.5.4 |
1.0.1.XXX* |
7.00 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B6B5E126 |
9EB1B229 |
ed98b2388ce 7a7b334c314 5290c004a3 |
- |
|
Другие идентификационные данные - алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
CRC-32 |
CRC-32 |
MD5 |
- |
* - хх соответствует исполнению модуля в Идентификационном наименовании ПО * - принимает значение от 1 до 99 в номере версии.
Технические характеристики
Метрологические, основные технические характеристики и показатели надежности установок приведены в таблицах 3, 4 и 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений среднесуточного массового расхода скважинной жидкости, в зависимости от варианта исполнения установок, т/сут: - для стационарных установок - для мобильных установок |
от 0,24 до 3000 от 0,24 до 1500 |
|
Диапазон измерений среднесуточного объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в зависимости от варианта исполнения установок, м3/сут: - для стационарных установок - для мобильных установок |
от 2,4 до 1000 000 от 2,4 до 500 000 |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы скважинной жидкости, % - при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа^с - при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа^с и более |
±2,5 ± 10 |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - от 70 до 95% - свыше 95 % |
±6,0 ±15,0 не нормируется |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % |
±5 |
|
Примечание: при отсутствии в составе установки СИ объемного и массового расхода газа, относительная погрешность измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не определяется | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Параметры |
|
Рабочая среда |
нефтегазоводяная смесь |
|
Температура рабочей среды, °С |
от +1 до +90 |
|
Вязкость жидкости, мм2/с, не более |
500 |
|
Давление рабочей среды, МПа (кгс/см2), не более |
25 (250) |
|
Плотность обезвоженной нефти, кг/м3 |
от 700 до 900 |
|
Плотность измеряемой жидкости, кг/м3 |
от 700 до 1300 |
|
Диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости, % |
от 0 до 99,9 |
|
Содержание парафина, объемная доля, %, не более |
7 |
|
Содержание механических примесей, % (мг/л), не более |
0,05 (5000) |
|
Содержание сероводорода, объемные доли, %, (массовые доли), (мг/л), не более |
18 (277,056) |
|
Содержание углекислого газа, массовые доли, мг/л, не более |
1400 |
|
Минерализация жидкости, массовая доля, г/дм3, не более: |
50 |
|
Газовый фактор, нм3/т, в зависимости от пропускной способности установок |
150; 200; 300; 1500; 3000 |
|
Род тока |
переменный |
|
Напряжение, В |
380/220 |
|
Отклонение напряжения питания сети, % |
от - 10 до + 10 |
|
Частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВА, не более |
20 |
|
Исполнение электрооборудования: Блок технологический - класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического по ГОСТ 31610.20-1-2020 - категории взрывоопасности и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ 31610.20-1-2020 Блок контроля и управления |
взрывозащищенное В-1а IIA - ТЗ общепромышленное |
|
Маркировка взрывозащиты неэлектрической части оборудования взрывозащищенной ИУ по ГОСТ 31610.20-1-2020 |
II Gb IIA/IIB T4...T3 |
|
Коммуникационные каналы: - RS485 - RS 232S/485 |
протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный) |
|
Количество подключаемых скважин - для стационарных установок - для мобильных установок |
от 1 до 14 1 |
|
Диаметр подсоединительных трубопроводов, мм, не менее |
50 |
|
Температура окружающего воздуха, °С - исполнение У1 - исполнение УХЛ1 |
от - 45 до + 40 - 60 до + 40 |
|
Относительная влажность, %, не более |
80 |
Таблица 5 - Показатели надежности
|
Наименование характеристики |
Параметры |
|
Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, не менее, ч |
34500 |
|
Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования, не более, ч |
8 |
|
Срок службы, лет |
20 |
Знак утверждения типа
наносится в левом верхнем углу титульных листов технических условий, руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная «Спутник-Массомер НТ.1» |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
НТ1.00.00.00.000.1 РЭ |
1 экз. |
|
Паспорт |
НТ1.00.00.00.000 ПС |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «СПУТНИК-МАССОМЕР НТ.1», утвержденном ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» от «10» июля 2024 года (свидетельство об аттестации МИ № RA.RU.313391/5509-24 от 10.07.2024).
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»;
ГОСТ Р 8.1016-2022 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
ТУ 3667-007-77852729-2016 Технические условия «Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1».
Смотрите также
