Номер по Госреестру СИ: 65026-16
65026-16 Установки измерительные
(МЕРА-ММ.101)
Назначение средства измерений:
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.
_files/2021-65026-16(1)-1.jpg)
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 09.09.2026
Номер записи - 156358
ID в реестре СИ - 378758
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года.
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
нет модификации, Нет, МЕРА-ММ.101, без модификации,
Производитель
Изготовитель - АО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Статистика
Кол-во поверок - 533
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 219
Кол-во владельцев - 4
Усредненный год выпуска СИ - 2020
МПИ по поверкам - 1459 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№358 от 2023.02.16 ПРИКАЗ_Об утверждении типов средств измерений (16)
№952 от 2013.08.22 О создании технического комитета по стандартизации "Кислородное и криогенное оборудование"
№1284 от 2016.09.09 Об утверждении типов средств измерений
№537 от 2021.04.15 О переоформлении свидетельства об утверждении типа СИ Установок измерительных «МЕРА-ММ.101».
№1715 от 2021.08.09 О внесении изменений в утвержденные типы средств измерений в части продления срока действия
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные (МЕРА-ММ.101)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений АО "ГМС Нефтемаш"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
52747-13 29.12.2022 |
Установки измерительные, Мера-ММ АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
3 года |
|
56231-14 07.12.2023 |
Установки измерительные, Мера-МР АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
62125-15 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке Газотурбинной электростанции 42 МВт Тямкинского месторождения ООО "РН-Уватнефтегаз", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
62578-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой приемо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО "Варьеганнефть", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
1 год |
|
62584-15 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО "Варьеганнефть", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
3 года |
|
63105-16 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз"), Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
1 год |
|
63591-16 30.03.2021 |
Расходомеры многофазные, NetOil&Gas АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
65009-16 09.09.2021 |
Установки измерительные, МЕРА-МИГ АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
65026-16 09.09.2026 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.101 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года. |
|
72944-18 30.10.2024 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.102 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
73208-18 22.11.2024 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.103 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
74635-19 |
Система измерений количества и параметров газа на газопроводе УПН ДНС-1 Тагринского месторождения - КС-3 "Варьеганская", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
76362-19 18.10.2024 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.(SPD) АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
76878-19 |
Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа газопровода "Западно-Усть-Балыкское месторождение - Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
3 года |
|
77418-20 |
Система измерений количества и показателей качества нефти Сузунского месторождения АО "Сузун" на т.11 (заводской № 5609), АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
1 год |
Волгоград (ранее Царицын, Сталинград) - крупный промышленный центр Волгоградской области. Современный город с населением чуть более миллиона человек. Население многонационально.
Основная часть трудоспособного населения занята в промышленном секторе экономики (около 40% занятых). Промышленность Волгограда имеет большое значение в развитии города, области и юга России в целом. Наибольшую долю в ней занимают предприятия тяжелой промышленности (46%).
В городе хорошо развита химическая промышленность, топливная, деревообрабатывающая. Завод "Каустик" является крупнейшим в стране производителем каустической соды и хлора. ОАО "Пласткард" - единственный в России производитель сертифицированного ПВХ для пищевой промышленности.
Город имеет развитую инфраструктуру и развитую транспортную сеть. Подземный трамвай (аналог метро) - единственное сооружение такого типа в России.
Отчет "Анализ рынка поверки в Волгограде" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Волгоград.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Кто поверяет Установки измерительные (МЕРА-ММ.101)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 186 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ПАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ" (RA.RU.311692) | 21 | 2 | 21 | 0 | 0 | 21 | 21 | 0 | ||
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 183 | 7 | 154 | 0 | 0 | 173 | 154 | 0 | ||
| АО "ОЗНА-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ" (RA.RU.312447) | 88 | 1 | 88 | 0 | 0 | 66 | 66 | 0 | ||
| ОАО "ГМС Нефтемаш" (RA.RU.311402) | 55 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Установки измерительные (МЕРА-ММ.101)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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 и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-ММ.101»
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.
аблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч |
от 0,2 до 62,51) |
|
(т/сут) |
(от 5 до 1500) |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного |
от 2 до 625001} |
|
газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) |
(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 % |
± 6±%6;% |
|
- при влагосодержании свыше 70 % до 95 % |
± 15 % |
|
- при влагосодержании свыше 95 % до 98 % |
± 43 % |
|
- при влагосодержании свыше 98 % до 99,9 % |
± 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 |
от 0,2 до 10,01) |
|
- температура, °С |
от 0 до +602) |
|
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с |
от Г10-6 до 500Д0-6 |
|
- 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 скважинной жидкости, %, не более |
99,9 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электропитания: - напряжение переменное, В |
230±23/400±40 |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
30 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического |
12360 х 3250 х 3960 |
|
- блока контроля и управления |
6000 х 3250 х 3960 |
|
Масса, кг, не более: - блока технологического |
30000 |
|
- блока контроля и управления |
10000 |
|
Условия эксплуатации: |
от 10 до 30 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от 30 до 80 |
|
- относительная влажность, % |
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 |
| |