Установки измерительные МЕРА-ММ.(SPD)
| Номер в ГРСИ РФ: | 76362-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
Установки измерительные «МЕРА-ММ.(БРВ)» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти и сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 76362-19 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | МЕРА-ММ.(SPD) |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 18.10.2024 |
Производитель / Заявитель
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 105 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 105 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 76362-19: Описание типа СИ | Скачать | 205.2 КБ | |
| 76362-19: Методика поверки | Скачать | 5.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «MEPA-MM.(SPD)» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти и сырой нефти 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 сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти 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, времени и расчетным коэффициентом сжимаемости вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти, рассчитанной или измеренной в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды.
Установки, в зависимости от комплектации, состоят из:
- блока технологического и блока контроля и управления, в котором размещаются шкафы управления;
- блока технологического и блоков автоматики и связи, проектируемых в составе технологического объекта, в которых размещаются шкафы управления.
Технологический блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Технологический блок соединяется со шкафами управления интерфейсным, силовым и контрольным кабелями.
В блоке технологическом размещены: сепаратор; счетчик-расходомер для жидкости; счетчик-расходомер для газа; первичные измерительные преобразователи температуры, давления, перепада давления, трубопроводная обвязка, клапан регулирования уровня жидкости в сепараторе.
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 сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 13425-06, 45115-10 и 45115-16;
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14;
- расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11.
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер 13425-06, 45115-10 и 45115-16;
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14;
- датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные Dymetic-1223, регистрационный номер 37419-08;
- датчики расхода газа Dymetic-1223М, регистрационный номер 57997-14.
Объемная доля воды определяется по результатам анализа пробы рабочей среды в лаборатории или рассчитывается, и вносится как исходная информация по каждой скважине.
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 (блоке автоматики и связи) размещены:
- устройство обработки информации, реализующее функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
В качестве устройств обработки информации применяют:
- контроллеры программируемые DirectLOGIC, регистрационный номер 17444-08, 17444-11 и 65466-16;
- системы управления модульные B&R X20, регистрационный номер 57232-14.
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- 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 «MEPA-MM.(SPD)». Общий вид.
Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой загружаемое прикладное ПО контроллера, входящего в состав установки, и имеет метрологически значимую часть. ПО хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллера, обеспечивает общее управление базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, выполнение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.
Идентификационные данные метрологически значимой части встроенного ПО контроллеров, входящих в состав установок, соответствуют указанным в их описаниях типа.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные признаки |
B&R X20 |
Direct Logic |
|
Идентификационное наименование ПО |
SPD.BR.001 |
SPD.DL.001 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
17082017 |
12.130625 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
1512BA24 |
0416 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
CRC16 |
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 |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) |
от 0,2 до 62,5 (от 5 до 1500) |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условиях, м3/ч (м3/сут) |
от 8,3 до 2700,0 (от 200 до 172800) |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям*, м3/ч (м3/сут) |
от 2 до 62500 (от 50 до 1500000) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
± 2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), % От 0 до 70 % Св.70 до 95 % Св. 95 до 99% |
± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % |
± 5,0 |
|
Примечания: 1. Верхний предел измерений объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условиях не должен превышать 7200 м3/ч (172800 м3/сут). 2. Мгновенное значение объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условия, проходящего через счетчик-расходомер газа в циклическом режиме, должно быть не ниже 8,3 м3/ч (200 м3/сут). | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
сырая нефть |
|
Параметры измеряемой среды: -избыточное давление, МПа |
от 0,8 до 10,0 |
|
-температура, оС |
от 25 до +100 |
|
-кинематическая вязкость жидкости, м2/с |
от П10-6 до 150М0-6 |
|
-плотность жидкости, кг/м3 |
от 700 до 1180 |
|
-максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т, не более |
1000 |
|
-объемная доля воды в сырой нефти, %, не более |
99 |
|
Количество входов для подключения скважин |
1 |
|
Параметры электрического питания: напряжение переменного тока, В допустимое отклонение от номинального напряжения, % частота переменного тока, Гц потребляемая мощность, кВ •А, не более |
220/380 ± 15 (50 ± 1) 30 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления |
12360х3250х3960 6000x3250x3960 |
|
Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления |
30000 10000 |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
УХЛ.1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
20 |
|
Примечание - срок службы компонентов КИПиА 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.(SPD) |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. | |
|
Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 76362-19 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-
MM.(SPD)». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 25.06.2019 г.
Основные средства поверки:
Рабочий эталон 1-го или 2-го по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «МЕРА-MM.(SPD)».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «MEPA-MM.(SPD)», свидетельство об аттестации 1196/01.00248-2014/2017 от 10.08.2017 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
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
Смотрите также
