Установки измерительные МЕРА-ММ.103
| Номер в ГРСИ РФ: | 73208-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73208-18 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | МЕРА-ММ.103 |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 22.11.2023 |
Производитель / Заявитель
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 6 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 6 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73208-18: Описание типа СИ | Скачать | 169 КБ | |
| 73208-18: Методика поверки НА.ГНМЦ.0217-2018 МП | Скачать | 9.9 MБ |
Описание типа
Назначение
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
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 конструкции с 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:
- расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - регистрационный номер) 15201-11;
- расходомеры-счетчики массовые «Optimass x400», регистрационный номер 53804-13;
- счетчики-расходомеры массовые «ЭЛМЕТРО-Фломак», регистрационный номер 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;
- преобразователи расхода вихревые Эмис-Вихрь 200, регистрационный номер 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 °С.
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.
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 признаки |
B&R X20 |
SCADAPack |
DirectLOGIC |
|
Идентификационное наименование ПО |
MMBR |
MMSP |
mmdl |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7DE8 |
7DC5 |
7D7C |
|
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.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут) |
от 0,2 до 83,3 (от 5 до 2000) 1) |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) |
от 2 до 62500 (от 50 до 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 % Св. 70 до 95 % Св. 95 % до 99 % |
± 6,0 ± 15,0 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. | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
скважинная жидкость |
|
Параметры измеряемой среды: - давление, МПа - температура, °С - кинематическая вязкость жидкости, мм2/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 0,8 до 10,0 от - 51) до + 100 от 1 до 25002) от 700 до 1180 1000 99 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
220±33/380±57 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 |
12360x3250x3960 6000x3250x3960 |
|
Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления |
30000 10000 |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, % - атмосферное давление, кПа |
от + 10 до + 30 от 30 до 80 от 84 до 106,7 |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
УХЛ.1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
203) |
|
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
Таблица 4 - Комплектность средств измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная |
Мера-ММ.103 |
1 шт. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
- |
1 компл. |
|
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.
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 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 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»
Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
Смотрите также
