Номер по Госреестру СИ: 52747-13
52747-13 Установки измерительные
(Мера-ММ)
Назначение средства измерений:
Установки измерительные «Мера-ММ» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 2
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 29.12.2022
Номер записи - 142571
ID в реестре СИ - 364971
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 3 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Мера-ММ 40-1-400, МЕРА-ММ, Мера ММ 40-4-400, МЕРА ММ 40-10-400, Мера ММ, МЕРА -ММ 40-10-400, Мера -ММ, МЕРА - ММ 40-10-1500, ИУ МЕРА-ММ.11-А3-10-10-400, «Мера-ММ», 40-14-400, 40-1-400, -, "Мера-ММ" 40-8-400, "Мера-ММ" 40-14-400, "Мера-ММ" 40-10-400, "Мера-ММ" 40-1-400, "Мера-ММ" 40-08-400, "Мера-ММ",
Производитель
Изготовитель - АО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
После предварительного распознавания графических файлов с приказами и приложениями к приказам Росстандарта, появилась возможность осуществлять полноценный поиск по их содержимому.
Для осуществления поиска необходимо ввести искомое слово или словосочетание (от 5 символов) и нажать кнопку "Поиск в БД".
Статистика
Кол-во поверок - 538
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 214
Кол-во средств измерений - 369
Кол-во владельцев - 19
Усредненный год выпуска СИ - 2014
МПИ по поверкам - 2069 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№129 от 2013.02.14 Об утверждении типа средств измерений (Регистрационный номер в Гос.реесте СИ 52745-13,22484-13,51746-13 по 52748-13,24605-13,52749-13 по 52764-13,21790-13)
№2041 от 2017.09.29 О переоформлении свидетельств об утверждении типа средства измерений № 49896 "Установки измерительные "Мера-ММ"
№3022 от 2017.12.29 О продлении срока действия свидетельств об утверждении типа средств измерений
№1939 от 2018.09.13 О продлении срока действия свидетельств об утверждении типа средств измерений
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные (Мера-ММ)
| 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 |
|
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 |
|
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 |
Нижний Новгород - город в России, административный центр городского округа, центр и район города Приволжского федерального округа. Расположен в центре Восточно-Европейской зоны наблюдения при слиянии Оки и Волги. Ока делит город на две части - берега на Дятловых горах и подходы к ее левой низменности. В период с 1932 по 1990 год город назывался Горький (в честь появления Максима Горького).
Нижний Новгород расположен в 400 км к востоку от Москвы, а транспортный коридор между двумя городами выделяется как конурбация Москва - Нижний Новгород.
Известен как крупный центр судостроения, авиации, автомобилестроения и информационных технологий. В период с 1959 по 1991 год город был закрыт для иностранцев, но в настоящее время является крупнейшим центром речного круизного туризма в России и местом проведения международных выставок различного профиля на базе Нижегородской ярмарки.
Муниципальное образование "город Нижний Новгород" является городским округом, городом областного значения. Площадь: 46 000 га. Население Нижнего Новгорода с подчиненными населенными пунктами (по состоянию на 1 января 2014 года): 1 272 719 человек.
Нижегородская область и ее областной центр - это территория с преобладанием русского населения, которое, согласно последней переписи, составило 95% всех жителей. Однако в Нижнем Новгороде проживает около 100 различных национальностей. В настоящее время в городе официально зарегистрировано 28 национально-культурных обществ. Официальным и общепринятым языком является русский.
На крупных и средних предприятиях города в реальном секторе экономики занято около 223 тысяч человек (38% от общего числа работающих в городе).
Доля города в основных показателях Нижегородской области по следующим направлениям: обрабатывающие производства составляет 28%, розничная торговля - 55,5%, платные услуги - 82,2%, общественное питание 54,8%. Наиболее развитыми отраслями промышленности являются машиностроение и металлообработка, пищевая, черная и цветная металлургия, медицинская, легкая и деревообрабатывающая, машиностроение и металлообработка.
Отчет "Анализ рынка поверки в Нижнем Новгороде" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Нижний Новгород.
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)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2025 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ООО ИК "СИБИНТЕК" (RA.RU.311951) | 130 | 0 | 125 | 0 | 126 | 0 | 121 | |||
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 7 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311494) | РСТ | 18 | 0 | 17 | 0 | 17 | 0 | 17 | ||
| ООО "ГАЗПРОМНЕФТЬ-АВТОМАТИЗАЦИЯ" (RA.RU.312789) | 16 | 2 | 0 | 16 | 0 | 16 | 0 | 16 | ||
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 2 | 0 | 1 | 0 | 2 | 0 | 1 | |||
| АО "НЕФТЕАВТОМАТИКА" (RA.RU.310667) | 1 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311363) | РСТ | 4 | 0 | 4 | 0 | 2 | 0 | 2 | ||
| ОАО "ГМС Нефтемаш" (RA.RU.311402) | 228 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ООО "Сибирская Интернет Компания" (RA.RU.311959) | 16 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311494) | РСТ | 29 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФБУ «Тюменский ЦСМ» (RA.RU.311494) | РСТ | 33 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311499) | РСТ | 38 | 0 | 38 | 0 | 38 | 0 | 38 | ||
| ПАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ" (RA.RU.311692) | 2 | 2 | 0 | 0 | 2 | 2 | 0 | |||
| ФБУ "ЦСМ ИМ. А.М. МУРАТШИНА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН" (RA.RU.311406) | РСТ | 6 | 2 | 4 | 0 | 6 | 2 | 4 | ||
| ООО "ИНЭКС СЕРТ" (RA.RU.312302) | 5 | 0 | 5 | 0 | 5 | 0 | 5 | |||
| ООО "НМОП" (RA.RU.311359) | 3 | 0 | 3 | 0 | 3 | 0 | 3 |
Стоимость поверки Установки измерительные (Мера-ММ)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|---|---|
|
ФБУ Пермский ЦСМ Пермский край |
17228 | 17228 |
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой встроенное ПО контроллера, входящего в состав установок. Алгоритмы вычислений контроллеров аттестованы, свидетельство о метрологической аттестации программного обеспечения № 01.00284-2010-071/04-2012 от 20.11.2012 г., ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань.
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 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 (соответствие с выбранным методом измерений);
- преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые значения измеряемых величин;
- вычисление результатов измерений;
- переключение измерений между скважинами.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО.
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
ПО МЕРА контроллера Direct Logic |
MG_DL_1212_0501 |
71X'C5|07 |
Не используется |
- |
|
ПО МЕРА контроллера Siemens ET200S |
MG_SM_1212_0501 |
71X'C\5|35 |
Не используется |
- |
|
ПО МЕРА контроллера SCADAPack32 |
12120501 |
71X'C5|03 |
Не используется |
- |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «А» согласно МИ 3286-2010.
Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-4.
Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»
Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»
Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»
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 измерительными установками «Мера-ММ», свидетельство об аттестации № 01.00284-2010-060/01-2012 от 15.10.2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «Мера-ММ»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
ГОСТ 8.142-2013 ГСИ. Государственная поверочная объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
|
схема |
для |
средств |
измерений |
|
схема |
для |
средств |
измерений |
|
схема |
для |
средств |
измерений |
|
схема |
для |
средств |
измерений |
ГОСТ 8.614-2013 ГСИ. Государственная поверочная объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 8.618-2014 ГСИ. объемного и массового расходов
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. массового расхода многофазных
Государственная поверочная газа
Государственная поверочная потоков
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 3667.023.00137182-2012 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ». Методика поверки» с изменением № 1, утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефте-автоматика» 24 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
-
- рабочий эталон 1 или 2 разрядов по ГОСТ 8.637-2013;
-
- рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.142-2013;
-
- рабочий эталон 1 разряда по ГОСТ 8.618-2014;
-
- рабочий эталон 2 разряда по ГОСТ 8.614-2013;
-
- термостат жидкостный Термотест-100 (Госреестр № 39300-08);
- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06);
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых установок с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок.
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)ИНН 7204002810
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Телефон (3452) 430-103, факс (3452) 432-239
E-mail: girs@hms-neftemash.ru
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань(ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика»)
Адрес: 420029, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а
Телефон/факс: +7 (843) 295-30-47; 295-30-96
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 определением массы и массового расхода сырой нефти, и объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится
кориолисовыми счетчиками расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации объема нефтяного газа производится кориолисовыми счетчиками расходомерами с учетом молярного состава газа или объемными расходомерами счетчиками позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти 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 измерения массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
-
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
-
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
-
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass (Госреестр № 42550-09);
-
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
-счетчики - расходомеры массовые ЭЛМЕТРО - Фломак (Госреестр № 47266-11).
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
- счетчики - расходомеры массовые MicroMotion ( Госреестр № 45115-10);
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
- расходомеры кориолисовые массовые Optimass ( Госреестр № 42550-09);
- расходомеры массовые Promass ( Госреестр № 15201-11);
- счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 (Госреестр № 43981-10);
- расходомеры - счетчики вихревые 8800 ( Госреестр № 14663-12);
- счетчики газа вихревые СВГ.М ( Госреестр № 13489-07);
- счетчик газа DYMETIC-9423 (Госреестр № 37418-08);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
- влагомер нефти поточный ПВН-615.001 ( Госреестр № 39100-09);
- измеритель обводненности Red Eye ( Госреестр № 47355-11).
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации, включающее в себя один или два микропроцессорных контроллера со встроенным программным обеспечением, реализующим функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
- вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в блоке технологическом;
- силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
В зависимости от комплектации применяют один из трех типов контроллеров:
- устройства распределенного ввода/ вывода SIMATIC ET200 фирмы Siemens AG, Германия (Госреестр № 22734-11);
- контроллеры программируемые DL205 фирмы Automation Direct, Япония, США (Госреестр № 17444-11);
- контроллеры SCADAPack32 на основе измерительных модулей серии 5000 фирмы Control Microsystems Inc., Канада (Госреестр № 16856-08).
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид
Таблица 4 -
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная |
«Мера-ММ» |
1 шт. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
- |
1 компл. |
|
«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ». Методика поверки» с изменением № 1 |
МП 3667.023.00137182-2012 |
1 экз. |
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) |
от 0,2 до 83,3 (от 5 до 2000). |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, |
от 2 до 62500 |
|
приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) |
(от 50 до 1500000) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (без учета воды) при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %: | |
|
От 0 до 70 % |
±6 |
|
Св.70 до 95 % |
±15 |
|
Св. 95 до 98 % |
± 40 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, %: - при комплектации измерителями обводненности Red Eye: | |
|
от 0 до 50% |
±0,85 |
|
от 50 до 70% |
±1,0 |
|
от 70 до 100% |
±0,5 |
|
- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2: | |
|
до 70% |
±1,0 |
|
- при комплектации влагомерами нефти поточными ПВН-615.001: | |
|
от 0,01 до 50% |
±0,7 |
|
от 50 до 70% |
±0,9 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % |
±5,0 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, % |
±0,3 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений о температуры, С |
±0,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации: - при преобразовании токовых сигналов (приведенная), % |
±0,1 |
|
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп. |
±1,0 |
|
±0,1 |
|
нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), % |
±0,025 |
Таблица 3 - Технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
продукция нефтяных скважин |
|
Давление рабочей среды, МПа |
от 0,2 до 6,3 |
|
Температура рабочей среды, оС |
от -5 до +90 |
|
Кинематическая вязкость жидкости, м2/с |
от 140"6 до 15040"6 |
|
Плотность жидкости, кг/м3 |
от 700 до 1180 |
|
Максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т |
до 1000 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, % |
до 98 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В |
380±38 |
|
- частота переменного тока, Гц |
220±22 50±1 |
|
Габаритные размеры (длина х ширина х высота), 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 |
|
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 |
УХЛ.1 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Категория взрывоопасной и пожарной опасности установки в соответствии с ВНТП01/87/04 и НПБ105-95 |
А |
|
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) |
В-1а |
|
Категория и группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.0-99 |
ПА-Т3 |