Номер по Госреестру СИ: 56603-14
56603-14 Установки измерительные
(Мера-ММ.51)
Назначение средства измерений:
Установки измерительные «Мера-ММ.51» (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 - 26.02.2019
Номер записи - 146932
ID в реестре СИ - 369332
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 3 года
Наличие периодической поверки - Да
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ОАО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Отчет «MV_16. Поверки с применением СИ (Средства измерений, применяемые при поверке)» предназначен для вывода информации о поверках, выполненных с использованием конкретных средств измерений.
Особенности отчета:
-
Начальный этап работы:
Пользователю предоставляется возможность выбрать один из следующих вариантов:
- Ввести регистрационный номер СИ в реестре;
- Указать наименование СИ, применяемого при поверке (достаточно ввести не менее 5 символов).
Для удобства можно также задать временной диапазон поверок, указав год начала и окончания.
-
Условия отображения данных:
Отчет позволяет сформировать и отобразить данные о поверках только в случае, если их количество не превышает 40 000 записей. При превышении этого лимита результат не отображается, и пользователю предлагается уточнить параметры поиска.
-
Информация в таблице:
Таблица содержит ключевую информацию о поверках, такие как:
- Регистрационный номер типа СИ;
- Наименование типа СИ;
- Заводской номер;
- Организация, выполнившая поверку;
- Дата проведения поверки;
- Срок действия поверки;
- Номер свидетельства о поверке;
- Владелец СИ;
- Дополнительные сведения.
-
Детализация данных:
Данные можно детализировать, переходя по ссылкам на документы поверок. Это позволяет получить доступ к полным результатам поверок и соответствующим документам.
-
Удобство анализа:
Отчет предоставляет структурированный и удобный доступ к данным о поверках с применением средств измерений, обеспечивая инструмент для анализа и контроля метрологической деятельности.
Статистика
Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1670 от 2019.07.15 О продлении срока действия свидетельств об утверждении типа
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные (Мера-ММ.51)
| 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 |
Отчет позволяет оценить парк эталонов организации и частоту их использования с динамике по дням.
В случае использования одного и того же эталона несколькими организациями, выводится список таких организаций и количество поверок.
Анализируемый период: 01.01.2020 - н.в.
Анализ проводится по ГЭТ, аттестованным эталонам или СИ, применяемым в качестве эталонов.
Кто поверяет Установки измерительные (Мера-ММ.51)
| 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 |
|---|
Стоимость поверки Установки измерительные (Мера-ММ.51)
| 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 об аттестации программного обеспечения № ПО/014-2011 от 10.03.2011 г., выдано ГЦИ СИ ООО КИП «МЦЭ».
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.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
|
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
DebitCalc |
V0.1 |
3a0442256a3abe0f64a 7c4e927160bd3 |
МD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.
Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-3.
Рисунок 2 - Общий вид контроллеров АТ-8000
Рисунок 3 - Общий вид контроллеров R-AT-MM.
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.51», утвержденной ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 7 октября 2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.51»
-
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых 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 инструкции НА.ГНМЦ.0042-13 МП «ГСИ. Установки измерительные МЕРА-ММ.51. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ОП ГНМЦ
ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань 18 октября 2013 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
-
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,15 %;
-
- расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,15 %;
-
- частотомер Ч3-57, ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,540’7;
-
- ареометр АОН-1, (940.. .1000) 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 № 22237-08);
Изготовитель
ОАО «ГМС Нефтемаш»
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
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; 272-47-86;
E-mail: gnmc@nefteavtomatika.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, 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 и объема нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
-
- счетчики - расходомеры массовые Micro Motion (Госреестр № 45115-10);
-
- счетчики - расходомеры массовые кориолисовые Rotamass (Госреестр № 27054-09);
-
- расходомеры массовые Promass (Госреестр № 15201-11);
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
-
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09);
-
- влагомер сырой нефти ВСН-2 (Госреестр № 24604-12);
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 измерительные R-AT-MM, изготовитель ЗАО «Аргоси » (Госреестр № 43692-10)
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.51». Общий вид.
Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера-ММ.51». Общий вид.
|
Наименование |
Количество |
|
Установка измерительная «Мера-ММ.51» |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. |
|
Методика поверки |
1 экз. |
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
|
- давление, МПа |
от 0,2 до 6,3 |
|
о
при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т
|
от минус 5 до плюс 90 от 1^10-6 до 150^10-6 от 700 до 1180 до 1000 до 98 |
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) от 0,2 до 62,5
(от 5 до 1500).
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный 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 95 % Св. 95 до 98 %
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, %:
-
- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-2, %: До 70%
-
- при комплектации влагомерами сырой нефти ВСН-АТ, %: От 0,01 до 50%
От 50 до 90% От 90 до 98%
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 220/380 В 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;
± 40.
± 1,0;
± 0,5;
± 1,0;
± 0,66.
± 5,0.
± 0,3.
± 0,5.
± 0,1;
± 1,0;
± 0,1;
± 0,025. от 1 до 14.
± 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 ВНТП01/87/04 и НПБ105-03.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.