МИНИСГЖРСТВО ПРОМЫШЛКННОСТЯ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ •СДВРАЦИИ

ФВДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

Москве

О внесении изменений в описание типа на установки измерительные Мера-МР

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации' от 25 июня 2013 г. № 970, зарегистрированного в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940 (далее — Административный регламент) и в связи с обращением АО «ГМС Нефтемаш» от 12 приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на Мера-МР, зарегистрированные в Федеральном по обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 56231-14, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

  ипа

• 2. Управлению метрологии (Р.А.Родин) оформить новое описание т средства измерений.

• 3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

  Заместитель Руководителя

  
  

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «22» августа 2016 г. № 1161

I

Изменения в описание типа на установки измерительные «Мера-МР»

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки измерительные «Мера-МР»

Установки измерительные «Мера-МР» (далее - установки) предназначены измерений расхода и количества компонентов продукции нефтяных скважин, а 'фкже индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренно холодного климата.

Описание средства измерений

i

I

Принцип действия установок основан на измерении массы и плотности прод нефтяных скважин, обводненности сырой нефти, рабочего давления и темпера последующим расчетом массы сырой нефти, массы сырой нефти без учета воды и объема  свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, расходомером многофазным NetOil&Gas.

Расходомеры многофазные NetOil&Gas с диаметрами условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 мм предназначены для использования с легкими нефтями вязкостью до 50 ми²/с. Расходомеры многофазные NetOil&Gas с диаметром условного прохода 50 мм могут также выпускаться в модификации для работы с тяжелыми нефтями вязкостью до 1000 мм²/с.

Установки состоят из:

• - блока технологического (далее - БТ);

• - блока контроля и управления (далее - БК);

• - блока переключения скважин (далее - БПС), в зависимости от исполнения¹.

Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.

работы технологического оборудования и средств измерений (далее - СИ) установок.

В БТ размещены:

- расходомер многофазный NetOil&Gas (зарегистрированный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером 51424-12 (далее - регистрационный №) или регистрационным № 63591-16);

*Наличие БПС определяется заказом

• - газовый расходомер массовый I/A Series с преобразователем расхода CFS10, CFS20 и измерительным преобразователем CFT50, CFT51 (регистрационный № 53133-13);

• - вспомогательные датчики и преобразователи;

• - трубопроводная обвязка;

-РУ;

• - ЕС (при наличии), служащая для предварительного отделения свободного нефтяного газа от сырой нефти и оснащенная системой регулирования уровня сырой н^фти, накапливаемой в ЕС;

БК предназначен для размещения, укрытия и создания нормальных условий работы оборудования, обеспечивающего питание, контроль, индикацию параметров и режимов, управление работой установки, передачу данных о результатах измерений на диспетчер пункт нефтяного промысла.

В состав БК входят:

• - шкаф управления с микропроцессорным контроллером (далее - СОИ) предназг i для сбора и обработки информации СИ и для управления системой регулирования урогня и РУ БТ или БПС, а также для архивирования, индикации и передачи информации на вер <ний уровень. В зависимости от комплектации установок применяют следующие контроллерь::

• - устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200 (регистрационный №22734-11);

• - контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5000 (регистрационный №50107-12);

• - контроллер программируемый DirectLOGIC (регистрационный № 17444-11);

• - шкаф силовой для питания систем БТ и БК;

• - вторичные устройства примененных в БТ СИ (при наличии);

• - клеммные колодки.

  ■С в :ин и

Установки могут выпускаться в следующих модификациях: с ЕС и без Е зависимости от объемной доли газа при рабочих условиях в продукции нефтяных скваж кинематической вязкости рабочей среды; с БПС и без БПС в зависимости от количества входов для подключения нефтяных скважин.

Установки позволяют производить измерения двумя способами:

• - через расходомер многофазный NetOil&Gas без предварительной сепарации: |

• - объемная доля газа в рабочих условиях не более 50 % при работе с легкими нефтями, кинематической вязкостью до 50 мм²/с;

• - объемная доля газа в рабочих условиях не более 90 % при работе с тяжел ими нефтями, кинематической вязкостью до 1000 мм²/с;

• - через расходомер многофазный NetOil&Gas с предварительной сепарацией:

• - объемная доля газа в рабочих условиях более 50 % при работе с легкими нефтями,- кинематической вязкостью до 50 мм²/с;

• - объемная доля газа в рабочих условиях более 90 % при работе с тяжел ями нефтями, кинематической вязкостью до 1000 мм²/с.

  :ины Gas.

При измерении без предварительной сепарации, продукция нефтяной скваж поступает по входному трубопроводу напрямую в расходомер многофазный NetOil& Прошедшая через расходомер продукция нефтяной скважины направляется в коллектор.

При измерении с предварительной сепарацией, отсепарированный свободный попутный нефтяной газ проходит по газовой линии через расходомер массовы! 1 и сбрасывается в коллектор. Оставшиеся компоненты продукции нефтяной скважины по жидкостной линии направляются в расходомер многофазный NetOil&Gas. Объем 1аза, прошедшего через расходомер многофазный и по газовой линии, суммируются.

Установки работают в постоянном режиме при дебитах скважины находящихся в рабочих диапазонах расходомеров, в случае более низких дебитов установки работает в периодическом (циклическом) режиме.

Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное одного из контроллеров, входящего в состав установок. Встроенное ПО контроллеров, влияющее на метрологические характеристики установок, хранится в энергонезависи] (flash) памяти контроллеров, обеспечивает общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, произведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верх уровень. После включения электропитания установок происходит автоматическая инициализация контроллера в режиме исполнения. Встроенное ПО контроллеров устанавливается на заводе-изготовителе установок и в процессе эксплуатации изменению не подлежит. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО контроллеров.                                                                  ■

ПО обеспечивает следующие функции:

• - управление технологическим процессом измерений в соответствии с выбранным методам измерений;

• - переключение измерений между скважинами;

• - ввод исходных данных конфигурации по скважинным флюидам;

• - преобразование результатов измерений в производные величины (при необходимости);

• - отображение результатов измерений;

• - архивирование результатов измерений;

• - передачу результатов измерений в систему диспетчеризации.                         •

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.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения.

Таблица 2 - Метрологические характеристики установок

Таблица 3 - Технические характеристики рабочей среды

Технические характеристики установок при использовании расходом многофазного NetOil&Gas с диаметром условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 предназначенного для использования с легкими нефтями с кинематической вязкостью до мм²/с, указаны в таблице 4.

Таблица 4 - Технические характеристики установок при использовании расходомера

многофазного NetOil&Gas с диаметром условного прохода 15,25,40, 50 и 80 мм

Диапазоны измерений установок при использовании расходомера многофазного NetOil&Gas с диаметром условного прохода 50 мм в модификации для работы с тяжелыми нефтями с кинематической вязкостью до 1000 мм²/с указаны в таблице 5.              ■

Таблица 5 - Диапазоны измерений установок

Таблица 6 - Основные технические

наносится в левом верхнем углу титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность средства измерений

осуществляется по документу МП 0411-9-2016 «Инструкция. ГСИ. У станс: измерительные «Мера-МР». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 18 апреля 2016 года.

Основные средства поверки:

• - Государственный первичный специальный эталон единицы массового раскола газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м³/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;

  :ема

  >яом

• - эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная с> < для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазо воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массоы расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %.

  юго

• - эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазов воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.

  ом

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок измерительных «Мера-МР» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.                             |

Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти, объем свободного нефтяного газа. Методика измерений с помощью

измерительных установок «Мера-МР», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «19»апреля года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/3209-16 от «19» апреля 2016 г.)

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых 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 3667-054-00137182-2013 Установки измерительные «Мера-МР. Техниче условия

Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш») ИНН 7204002810

Юридический/почтовый адрес: 625003, Россия, г. Тюмень, ул. Военная, д. 44 Телефон: +7(3452) 43-01-03, факс: +7(3452) 43-22-39 e-mail: girs@hms-neftemash.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А Телефон: (843)272-70-62, факс 272-00-32

e-mail: vniirpr@bk.ru.

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.

¹

Рабочее давление подбирается из рекомендуемого ряда 4,0; 6,3; 10,0 МПа.