Номер по Госреестру СИ: 73208-18
73208-18 Установки измерительные
(МЕРА-ММ.103)
Назначение средства измерений:
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.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства - 22.11.2024
Номер записи -
ID в реестре СИ - 530198
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - АО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Очень удобный отчет для отслеживания динамики утверждения приказов Росстандартом. В основу отчёта положена система из двух графиков (столбчатых диаграмм) распределения приказов по дням. По оси абсцисс «Ox» - дата, по оси ординат «Oy» - количество приказов в штуках. Первый график используется для задания масштабируемого участка, а второй для воспроизведения выбранного участка диаграммы в увеличенном масштабе. В завершении отчета приводится сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок.
Статистика
Кол-во поверок - 6
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№2429 от 2018.11.22 Об утверждении типов средств измерений
№1575 от 2020.09.22 О внесении изменений в описание типа СИ О переоформлении свидетельства об утверждении типа СИ Установки измерительные"МЕРА-ММ.103
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные (МЕРА-ММ.103)
| 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 |
Стоит отметить, что не всегда при поверке поле владелец указывается поверителем, кроме того, оно не формализовано и возможно множество отличных написаний наименований собственника СИ. Для этих целей в отчете сделана возможность выбора одновременно нескольких организаций.
В скобках после наименования организации приводится процент поверок и город, где эти поверки были проведены. Привязка осуществляется по месту осуществления деятельности организации-повелителя, которая осуществляла поверку. В подавляющем большинстве случаев адрес владельца СИ не указывается.
Кто поверяет Установки измерительные (МЕРА-ММ.103)
| 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) | 4 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| Западно-Сибирский филиал ФГУП "ВНИИФТРИ" (RA.RU.311579) | РСТ | 2 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 |
Стоимость поверки Установки измерительные (МЕРА-ММ.103)
| 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 признаки |
B&R X20 |
SCADAPack |
DirectLOGIC |
|
Идентификационное наименование ПО |
MMBR |
MMSP |
MMDL |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7DE8 |
7ЭС5 |
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.
Знак утверждения типа
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (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 и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-ММ.103»
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
Поверка
Поверкаосуществляется 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».
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
ИНН 7204002810
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Тел.: (3452) 43-01-03
Факс: (3452) 43-22-39
E-mail: girs@hms-neftemash.ru
Испытательный центр
Акционерное общество «Нефтеавтоматика» (АО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Тел./факс: (843) 567-20-10
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.ru
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.
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 соде3ржание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т, не более -объемная доля воды в скважинной жидкости, %, не более |
от 0,18) 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:
|
220±33/380±57 50±1 |
|
Потребляемая мощность, кВ • А, не более |
30 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более:
|
12360х3250х3960 6000x3250x3960 |
|
Масса, кг, не более:
|
30000 10000 |
|
Условия эксплуатации:
|
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 |
| |