Номер по Госреестру СИ: 79276-20
79276-20 Установки измерительные
("МЕРА-ММ.XXX")
Назначение средства измерений:
Установки измерительные «МЕРА-ММ.ХХХ» (далее - установки) предназначены для циклических и непрерывных измерений расходов и количества компонентов, полученных в результате сепарации продукции соответственно одной или нескольких нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Общие сведения
Дата публикации - 19.10.2020
Срок свидетельства - 22.09.2025
Номер записи - 178526
ID в реестре СИ - 1383014
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Сепарационная, с применением счетчика-расходомера массового, сепарационная, Нет модификаций, Нет модификации,
Производитель
Изготовитель - Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
В представленном отчете задача подсчета объема пака СИ сводится к вычислению количества записей в реестре поверок ФГИС АРШИН с уникальным сочетанием заводского номера СИ и типа СИ в периоде 12 лет, начиная с 2010г. Мы предполагаем, что сочетание серийного номера СИ и типа СИ является уникальным для каждого конкретного образца СИ и будет повторяться исключительно при периодических и внеочередных поверках.
На графике столбчатая диаграмма показывает количество новых СИ, зафиксированных за каждый рассматриваемый год, а график, отображенный в виде линии показывает накопленный объем (коммуляту), т.е. объем парка СИ. График имеет возможность масштабирования и экспорта данных в Exсel.
Статистика
Кол-во поверок - 393
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 4
Кол-во средств измерений - 91
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 2021
МПИ по поверкам - 1441 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№727 от 2023.04.04 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (7)
№1563 от 2020.09.22 об утверждении типа средств измерений_19 шт
Наличие аналогов СИ: Установки измерительные ("МЕРА-ММ.XXX")
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
79276-20 22.09.2025 |
Установки измерительные, "МЕРА-ММ.XXX" Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш») (РОССИЯ г. Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
Кто поверяет Установки измерительные ("МЕРА-ММ.XXX")
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 380 | 44 | 376 | 4 | 0 | 378 | 374 | 4 | ||
| ФБУ "ЦСМ ИМ. А.М. МУРАТШИНА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН" (RA.RU.311406) | РСТ | 13 | 13 | 0 | 0 | 13 | 13 | 0 |
Стоимость поверки Установки измерительные ("МЕРА-ММ.XXX")
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
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.
|
Идентификационные данные (признаки) |
системы управления модульные «B&R Х20» |
контроллеры на основе измерительных модулей «SCADAPack» |
комплексы измерительновычислительные и управляющие на базе устройств программного управления «ТИЕ1-5В» |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Идентификационное наименование ПО |
MMBR |
MMSP |
MMTR |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7E36 |
7E36 |
7E36 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
не используется |
не используется |
не используется |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
CRC32 |
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.
Знак утверждения типа
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением измерительных установок «МЕРА-ММ.ХХХ»
АО «ГМС Нефтемаш», свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/11109-19 от 30.09.2019 выдано ФГУП «ВНИИР».
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «МЕРА-ММ.ХХХ»
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
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ПНСТ 360-2019 Предварительный национальный стандарт РФ. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 1005-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
«МЕРА-ММ.ХХХ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 декабря 2019 г.
Основные средства поверки:
!рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
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.ХХХ».
Изготовитель
Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
ИНН 7204002810
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Телефон: (3452) 79-19-30, факс: (3452) 79-19-30
E-mail: girs@hms-neftemash.ru
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»
(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62, факс: 272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую фазы с помощью сепаратора и последующим измерением массы и массового расхода жидкости, объема и объемного расхода нефтяного газа.
В сепараторе установки происходит разделение продукции нефтяных скважин на жидкую и газовую фазы. Массовый расход и масса отделенной в сепараторе жидкости в условиях сепарации (при давлении и температуре измерений) измеряется массовыми расходомерами. Объемный расход и объем отделенного в сепараторе (свободного) попутного газа в условиях сепарации измеряется объемным или массовым расходомером. Содержание объемной и массовой доли пластовой воды в отделенной в сепараторе жидкости измеряется одним из трех методов: прямым методом с применением поточного преобразователя влагосодержания, косвенным методом на основании результатов измерений плотности жидкости, каналом плотности массового расходомера, на основании результатов измерений содержания воды в лаборатории.
Содержание в нефти растворенного попутного газа в условиях измерений, содержание капельной жидкости в свободном попутном нефтяном газе рассчитывается по термодинамической модели, учитывающей свойства продукции скважины, реализованной в программном обеспечении установок.
Массовый расход и масса нефти в составе скважинной жидкости рассчитывается на основании измерений массового расхода и массы жидкости, содержания в жидкости пластовой воды, содержания в нефти растворенного газа и содержания капельной жидкости в свободном попутном газе.
Объемный расход и объем попутного газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывается на основании измеренных значений объемного расхода и объема свободного попутного нефтяного газа и содержания растворенного попутного газа в нефти.
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.
Используемые в составе установок для измерения расхода жидкости и газа средства измерений перечислены в таблицах 1 и 2 соответственно, используемые преобразователи влагосодержания приведены в таблице 3, измерительно-вычислительные контроллеры - в таблице 4.
Таблица 1 - Средства измерений расхода жидкости
|
Наименование |
Регистрационный номер |
|
Расходомеры массовые Promass |
15201-11 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
45115-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS |
27054-14 |
|
Расходомеры-счетчики массовые Optimass |
50998-12 |
|
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 |
53804-13 |
|
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15 |
|
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
70629-18 |
Таблица 2 - Средства измерений расхода газа
|
Наименование |
Регистрационный номер |
|
Расходомеры массовые Promass |
15201-11 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
45115-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS |
27054-14 |
|
Расходомеры-счетчики массовые Optimass |
50998-12 |
|
Расходомеры-счетчики массовые Optimass x400 |
53804-13 |
|
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15 |
|
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-16 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
70629-18 |
|
Датчики расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
|
Счетчики газа ультразвуковые СГУ |
57287-14 |
|
Преобразователи расхода вихревые «ЭМИС-Вихрь 200 ЭВ-200» |
42775-14 |
Таблица 3 - Средства измерений содержания доли воды
|
Наименование |
Регистрационный номер |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
|
Измерители обводненности Red Еуе® модели Red Еуе® 2G и Red Еуе® |
47355-11 |
|
Влагомеры микроволновые поточные МПВ700 |
65112-16 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-ПИК-Т |
59365-14 |
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 - куста скважин).
В составе блока контроля и управления могут быть применены следующие измерительные контроллеры.
|
Наименование |
Регистрационный номер |
|
Системы управления модульные B&R Х20 |
57232-14 |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 |
50107-12 |
|
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5209, 5232, 5305 |
56993-14 |
|
Контроллеры SCADAPack 530Е и 535Е |
64980-16 |
|
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357, (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 |
69436-17 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств программного управления «TREI-5В» |
19767-12 |
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «МЕРА-ММ. XXX». Общий вид.
Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Таблица 6 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут) |
от 0,042 до 83,3 (от 1 до 2000) |
|
Диапазон измерений объемного расхода 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 скважинной жидкости, % |
± 2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (без учета воды и попутного газа) при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % От 0 до 70 % Св.70 до 95 % Св. 95 % |
± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % |
± 5,0 |
Таблица 7 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Рабочая среда |
Продукция нефтяных скважин |
|
Параметры измеряемой среды: -давление, МПа |
от 0,2 до 10,0 |
|
-температура, °С -кинематическая вязкость жидкости, мм2/с |
от -301 до 100 |
|
от 1 до 25002 | |
|
-плотность жидкости, кг/м3 |
от 690 до 1320 |
|
-объемная доля воды в скважинной жидкости, % |
от 0 до 100 |
|
Количество входов для подключения скважин |
от 1 до 14 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В |
220/380 |
|
- допустимое отклонение от номинального напряжения, % |
± 15 |
|
- 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 |
12360x3250x3960 |
|
- блока контроля и управления |
6000x3250x3960 |
|
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 |
|
Средняя наработка на отказ, ч |
72000 |
|
1 - при условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости | |
|
2 - при условии состояния жидкости в текучем состоянии, достаточном для обеспечения сепарации газа. В ином | |
|
случае изготовитель предусматривает технические решения для обеспечения сепарации, например, | |
|
предварительный подогрев, увеличение объёма сепаратора и т.д. Пропускная способность установки, при | |
|
вязкости жидкости свыше 500 мм2/с, определяется индивидуально. 3 - за исключением компонентов КИПиА срок службы которых определен производителем | |