Номер по Госреестру СИ: 55544-13
55544-13 Установки измерительные
(Мера-ММ.31)
Назначение средства измерений:
Установки измерительные «Мера-ММ.31» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 20.11.2018
Номер записи - 145727
ID в реестре СИ - 368127
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 3 года
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
нет данных,
Производитель
Изготовитель - ОАО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Санкт-Петербург - город федерального значения, является вторым (неофициальным) хозяином России. Основан Петром 1 27 мая 1703 года. С началом Первой мировой войны - переименован в Петроград. В 1924 году - в Ленинград. 6 сентября 1991 года городу было возвращено историческое название.
Население составляет 5 131 942 человека. Единственный северный город в мире с таким количеством жителей. По численности населения в Европе Санкт-Петербург занимает 3-е место после Москвы и Лондона. Он расположен в устье Невы на побережье Финского залива, вытянувшись в юго-восточном направлении на 90 км. Площадь города составляет 1 439 км.
Это административный центр Северо-Западного федерального округа Российской Федерации, в который входят республики Коми и Карелия, Архангельская, Новгородская, Мурманская, Калининградская, Псковская, Ленинградская, Вологодская области и Ненецкий автономный округ.
Отчет "Анализ рынка поверки в Санкт-Петербурге" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Санкт-Петербург.
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.
Статистика
Кол-во поверок - 117
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 112
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1111 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№211 от 2023.01.31 О закреплении документов национальной системы стандартизации за техническим комитетом по стандартизации "Менеджмент качества и общие аспекты медицинских изделий" (ТК 436)
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные (Мера-ММ.31)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ОАО "ГМС Нефтемаш"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
25995-12 18.05.2017 |
Установки измерительные, МЕРА ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
46041-10 28.12.2015 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.х2.С ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
51338-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 после компрессорной низкого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51339-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на факел низкого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51428-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на горелку факела, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
51429-12 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа площадки УПН-1 на факел высокого давления, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52747-13 15.02.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
52997-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ-10 площадки УПН-1 на горелку факела ОАО "ВЧНГ", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52998-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ11 площадки УПН-1 на факел высокого давления ОАО "ВЧНГ"", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
52999-13 |
Система измерений количества и параметров газа СИКГ12 площадки УПН-1 на факел низкого давления ОАО "ВЧНГ"", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
53000-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в составе узла оперативного учета газа УОУГ-1, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
53001-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа в составе узла оперативного учета газа УОУГ-3, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
54145-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопроводе подачи продувочного газа в факельный коллектор высокого давления УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения ОАО "Верхнечонскнефтегаз", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
54146-13 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на трубопровод подачи продувочного газа в факельный коллектор низкого давления УПН-1 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения ОАО "Верхнечонскнефтегаз", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
2 года |
|
55541-13 20.11.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ.4Х ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
55544-13 20.11.2018 |
Установки измерительные, Мера-ММ.31 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
56231-14 17.01.2019 |
Установки измерительные, Мера-МР ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
56603-14 26.02.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.51 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
57865-14 22.07.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.61 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
3 года |
|
58011-14 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой №2056 на площадке нефтеналивного терминала ООО "Терминал-Сервис", Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
1 год |
|
59381-14 19.12.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.81 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
4 года |
|
59827-15 |
Система измерения количества газа №368 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения, Нет данных ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
60779-15 27.05.2020 |
Установки измерительные, Мера-ММ.91 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
59158-14 26.11.2019 |
Установки измерительные, Мера-ММ.71 ОАО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ |
4 года |
Внимание!!
Отчет долго строится.
На первом этапе построения отчета необходимо выбрать одну из нескольких десятков областей СИ и отфильтровать организации по минимальному количеству СИ во владении. Далее, в зависимости от выбранной области СИ будет построена таблица.
Таблица отображает данные о наименовании юр. лица-владельца СИ, количестве поверок и средств измерений с разбивкой по типам СИ.
Кто поверяет Установки измерительные (Мера-ММ.31)
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| ОАО "ГМС Нефтемаш" (RA.RU.311402) | 112 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ООО "ГК ЖКХ РЕСУРС" (RA.RU.312041) | 5 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Установки измерительные (Мера-ММ.31)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
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 ФБУ Тюменский ЦСМ г.Тюмень 1 октября 2013 г..
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.
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.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
qmicro |
03.12.0091 |
4CE136FE |
CRC16 |
|
DebitCalc |
V0.1 |
3a0442256a3abe0f64a7c4e9 27160bd3 |
МD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Общий вид контроллеров представлен на рисунках 2, 3.
.Г-Л.—---■'
й._
г**.
-’J • К ъ ,
>. ■ *' -
Рисунок 2 - Общий вид контроллеров КМКС
Рисунок 3 - Общий вид контроллеров АТ-8000
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится 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.31», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 1 октября 2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.31»
-
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
-
2. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу НА.ГНМЦ.0033-13 МП «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.31». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 24 июля 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %;
расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %;
-частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,540-7;
-ареометр АОН-1, (94()...10()0) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3;
-датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %;
-датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %.
-
- термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08);
-
- термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2 (Госреестр № 32777-06).
-
- калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 18624-99);
Изготовитель
Открытое акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (ОАО «ГМС Нефтемаш»)
625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Телефон (3452) 430-103, факс (3452) 432-239;
E-mail: girs@hms-neftemash.ru
Лист № 8 Всего листов 8
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань. 420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; 272-47-86;
E-mail: gnmc@nefteaytomatika.ru, www.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, объема и объемного расхода нефтяного газа.
Измерение массы сырой нефти, отделенной в процессе сепарации, производится кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение объема нефтяного газа, выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, 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 счетчики -расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10).
Для измерения объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации: - датчики расхода газа ДРГ.М Госреестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
Лист № 2 Всего листов 8 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 двух типов контроллеров :
- контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси » (Госреестр № 42676-09)
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС , изготовитель ЗАО «ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).
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 нефти без учета воды;
- индикацию , архивирование и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.31». Общий вид.
Лист № 3 Всего листов 8
|
Наименование |
Количество |
|
Установка измерительная «Мера-ММ.31» |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. |
|
Методика поверки |
1 экз. |
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами: -давление, МПа
-температура, оС -кинематическая вязкость жидкости, м2/с
-плотность жидкости, кг/м3 -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т -объемная доля воды в сырой нефти, % Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут)
от 0,2 до 4,0
от 0 до 60 от 1-10"6 до 150-10-6 от 700 до 1180
до 1000 до 99 от 0,2 до 62,5 (от 5 до 1500).
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) от 2 до 62500
(от 50 до 1500000).
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % 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 % св.70 до 90 % св.90 до 98 % св.98 до 99 %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %: от 0,01 до 50% от 50 до 90% от 90 до 100%
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления, %
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
о измерений температуры, С Пределы допускаемой погрешности системы обработки информации:
-
- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %
-
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
-
- при измерении времени (относительная), %
-
- алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема нефтяного газа приведенного к стандартным условиям (относительная), % Количество входов для подключения скважин Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц Потребляемая мощность, Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более:
-
- блока технологического
-
- блока контроля и управления Масса, не более:
-
- блока технологического
-
- блока контроля и управления Климатическое исполнение
± 2,5.
± 6; ± 15; ± 43; ± 80.
± 0,5;
± 1,0;
± 0,66.
± 5,0.
± 0,3.
± 0,5.
± 0,1;
± 1,0;
± 0,1;
± 0,025.
от 1 до 14.
220/380 В ± 15 %. не более 30 кВ •А.
12360 х 3250 х 3960 мм;
6000 х 3250 х 3960 мм.
30000 кг;
10000 кг.
УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.
Срок службы, не менее 10 лет.
По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категории А по ВНТП 01/87/04-84 и НПБ105-03.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
Лист № 7 Всего листов 8