ОПИСАНИЕ ТИПА 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.

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 х400», 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 (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.

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.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Метрологические характеристики

Таблица 3 - Основные технические характеристики

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность средств измерений

Таблица 4 - Комплектность средств измерений

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».

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.

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.

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

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

Аттестат аккредитации АО «Нефтеавтоматика» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311366 от 27.07.2017 г.

Заместитель

Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

М.п.

«22» сентября 2020 г.

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

№ 1575_______

Москва

О переоформлении свидетельства об утверадении типа средства измерений №72004 «Установки измерительные «МЕРА-ММ.103» и внесении изменений в описание типа

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 Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 ноября 2018 г. №2346 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 8 февраля 2019 г, № 53732) (далее - Административный регламент), и в связи с обращениями АО «ГМС Нефтемаш» от 22 мая 2020 г. №4510/20, приказываю:

• 1. Внести изменения в описание типа на установки измерительные «МЕРА-ММ.103», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 73208-18, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Установить методику поверки по документу НА.ГНМЦ.0217-2018 МП «ГСП. Установки измерительные «МЕРА-ММ.103». Методика поверки» и распространить действие документов на установки измерительные «МЕРА-ММ.103», находящиеся в эксплуатации.

• 3.  Переоформить свидетельство об утверждении типа №72004 «Установки измерительные «МЕРА-ММ.103», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером 66807-18, в связи с заменой документа на поверку.

• 4. Управлению государственного надзора и контроля (А.М.Кузьмину), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузину) обеспечить в соответствии с Административным регламентом оформление свидетельства с описанием типа средства измерений и выдачу его заявителю.

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

Заместитель Руководителя

f ............... >

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП

Сертификат: 00E1036E1B07E0FB80EA118900BCB6O090

Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич

Действителен: с 06.11.2019 до 06.11.2020

\/