№784 от 18.05.2021
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
# 245133
О внесении изменений в приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
от 15 апреля 2021 г. № 537 "О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений"
Приказы по основной деятельности по агентству Вн. Приказ № 784 от 18.05.2021
МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)
ПРИКАЗ
18 мая 2021 г.
Москва
О внесении изменений в приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 апреля 2021 г. № 537 «О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений»
В связи с технической ошибкой приказываю:
-
1. Внести изменения в приказ от 15 апреля 2021 г. № 537, заменив приложение к настоящему приказу.
-
2. ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю.Кузину) внести сведения
об утвержденном типе средств измерений согласно приложению к настоящему приказу в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с порядком создания и ведения Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений, передачи сведений в него и внесения изменений в данные сведения, предоставления содержащихся в нем документов и сведений, утвержденным приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 28 августа 2020 г. № 2906.
-
3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Руководителя Росстандарта С.С.Голубева.
Заместитель Руководителя
А.В.Кулешов
( X
Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
СВЕДЕНИЯ О СЕРТИФИКАТЕ ЭП
Сертификат: 01B04FD20037AC92B24BBE37DDE2D3F374
Кому выдан: Кулешов Алексей Владимирович
Действителен: с 15.09.2020 до 15.09.2021
\__________—__________/
УТВЕРЖДЕНО приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «18» мая 2021 г. № 784
Лист № 1 Регистрационный № 65026-16 Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные «МЕРА-ММ.101»
Назначение средства измеренийУстановки 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.
Описание средства измеренийПринцип 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.
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.
Метрологические и технические характеристикиаблица 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 |
| |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Количество |
|
Установка измерительная «МЕРА-ММ.101» |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. |
|
Методика поверки |
1 экз. |
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, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-ММ.101»
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.
Государственная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утв. Приказом Росстандарта №256 от 07.02.2018.
Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расходов газа, утв. Приказом Росстандарта №2825 от 29.12.2018.
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.