Сведения о средстве измерений: 52747-13 Установки измерительные

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.

сертификация программного обеспечения
Внешний вид. Установки измерительные, http://oei-analitika.ru рисунок № 1
Внешний вид.
Установки измерительные
Рисунок № 1
Внешний вид. Установки измерительные, http://oei-analitika.ru рисунок № 2
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 40-1-750, Мера-ММ , МЕРА-ММ.21-40-1-750/1-80000/1-П4, Мера-ММ 40-14-400, Мера-ММ 40-1-400, МЕРА-ММ, Мера ММ 40-4-400, МЕРА ММ 40-10-400, Мера ММ, Мера -ММ, 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

Город Ижевск входит в двадцатку важнейших городов России и в пятерку ведущих торговых центров на 1 000 человек. В настоящее время город по праву может использовать экономические, транспортные и культурные особенности страны, имея развитую оборонную, машиностроительную и металлургическую промышленность. И, кстати, Ижевский пруд является самым большим искусственным водоемом в Европе.

Географическое расположение Ижевска весьма удобно: существующая инфраструктура позволяет добраться практически в любую точку России - на самолете, поезде или автобусе. Например, перелет до Москвы длится всего 2 часа. К сожалению, пока аэропорт города не может похвастаться международным статусом, поэтому путешественникам из Удмуртии приходится ездить в Казань или Нижнекамск, где расположены ближайшие международные аэропорты.

Железнодорожная сеть традиционно высоко развита - всего в часе (или получасе - в зависимости от скорости движения) езды от Ижевска находится крупная железнодорожная станция Агрыз, а в паре часов - еще более крупная станция Балезино, где можно сделать пересадку или купить билет на проходящие поезда во всех направлениях.

Ижевск - развитый промышленный центр Удмуртии и Урала. Город известен в стране и в мире производством высококачественных сталей, развитым машиностроением, в частности: производством оружия и военной техники, стрелкового, охотничьего и нарезного оружия, автомобилей, приборостроения, пищевой промышленности. Основной целью развития промышленного сектора экономики г. Ижевска является сохранение и развитие имеющегося производственного потенциала путем его реструктуризации и адаптации к изменившимся экономическим условиям.

Основой экономического и социального развития города Ижевска является промышленное производство с долей численности работников 31,7% от среднесписочной численности работников организаций города Ижевска. Промышленные предприятия являются основными плательщиками налогов в бюджет города.

Отчет "Анализ рынка поверки в Ижевске" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Ижевск.

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.

Стоимость 3 000 руб.

Статистика

Кол-во поверок - 493
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 169
Кол-во средств измерений - 310
Кол-во владельцев - 19
Усредненный год выпуска СИ - 2014
МПИ по поверкам - 2069 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№335 от 2014.03.13 Об утверждении перечня документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента "О безопасности колесных транспортных средств", утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 10 сентября 2009 г. №720

№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)

№3109 от 2010.08.19 Об утверждении Перечня документов в области стандартизации, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента "О безопасности колесных транспортных средств" утвержденного постановлением Правительства РФ от 10 сентября 2009 г. № 720

№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
56231-14
07.12.2023
Установки измерительные, Мера-МР
АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)
ОТ
МП
4 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
65026-16
09.09.2026
Установки измерительные, МЕРА-ММ.101
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

Отчет "Государственные первичные эталоны" построен по данным Реестра "ГОСУДАРСТВЕННЫЕ ПЕРВИЧНЫЕ ЭТАЛОНЫ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ" ФГИС АРШИН. Отчет содержит 4 интерактивных графика и таблицу. Графики имею возможность масштабирования и экспорта данных.

Первый график визуализирует информацию о количестве ГПЭ и их разделении на первичные и специальные первичные эталоны.

График "У какого института сколько первичных эталонов" имеет 2 уровня вложенности и демонстрирует распределение эталонов по государственным метрологическим институтам и видам измерений.

"Использование ГПЭ институтов в качестве средства поверки" дает количественную оценку частоты использования эталонов метрологических институтов в качестве средств поверки.

График "Востребованность ГПЭ в разрезе видов измерений" демонстрирует востребованность ГПЭ по видам измерений. График имеет 2 уровня вложенности. На первом уровне приведена частота использования ГПЭ по видам измерений, а на втором - доля эталонов каждого из метрологических институтов по этому виду измерений.

В конце отчета приводится сводная таблица с данными для возможности самостоятельной обработки информации. В таблице имеются следующие поля:

  • Наименование организации-держателя эталона
  • Количество эталонов
  • Количество видов измерений
  • Количество ГПЭ
  • Кол-во ГПСЭ
  • Востребованность первичных эталонов организации-держателя эталона выраженная в штуках, процентах (по сравнению с другими метрологическими институтами) и средняя востребованность одного эталона организации
  • Перечень видов измерений эталонов, принадлежащих метрологическому институту

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Установки измерительные (Мера-ММ)

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
ООО ИК "СИБИНТЕК"
(RA.RU.311951)
  • МЕРА-ММ
  • ИУ МЕРА-ММ.11-А3-10-10-400
  • "Мера-ММ"
  • 40-14-400
  • 40-1-400
  • «Мера-ММ»
  • Мера -ММ
  • "Мера-ММ" 40-1-400
  • "Мера-ММ" 40-14-400
  • "Мера-ММ" 40-08-400
  • 117 10 0 112 0 92 0 87
    АО "ГМС НЕФТЕМАШ"
    (RA.RU.311402)
  • 7 0 0 0 0 0 0
    ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ"
    (RA.RU.311494)
    РСТ
  • модели МЕРА- ММ 40-14-400
  • Нет модификации
  • Мера-ММ-40-8-400
  • Мера-ММ-40-10-400
  • Мера-ММ-40-12-400
  • Мера-ММ-40-14-400
  • Мера ММ 40-4-400
  • 18 0 17 0 17 0 17
    ООО "ГАЗПРОМНЕФТЬ-АВТОМАТИЗАЦИЯ"
    (RA.RU.312789)
  • Мера-ММ.21-А3-40-10-400/1-200
  • Мера-ММ.21-А3-40-14-400/1-200/1-1-П2
  • МЕРА ММ 40-10-400
  • 4 0 4 0 4 0 4
    АО "ГМС НЕФТЕМАШ"
    (RA.RU.311402)
  • Нет модификации
  • 2 0 1 0 2 0 1
    АО "НЕФТЕАВТОМАТИКА"
    (RA.RU.310667)
  • МЕРА-ММ 40-6-50
  • 1 0 1 0 0 0 0
    ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ"
    (RA.RU.311363)
    РСТ
  • Мера-ММ , МЕРА-ММ.21-40-1-750/1-80000/1-П4
  • Мера-ММ 40-1-750
  • 4 2 0 4 0 2 0 2
    ОАО "ГМС Нефтемаш"
    (RA.RU.311402)
  • нет данных
  • Мера-ММ
  • 228 0 0 0 0 0 0
    ООО "Сибирская Интернет Компания"
    (RA.RU.311959)
  • МЕРА-ММ.11-А5(3)-40-1-400/1-100/1-П1
  • Мера-ММ.11-А2-40-10-1500/1-200/1-П1
  • Мера-ММ.11-А2(3)-40-14-400/1-100/1-П1
  • Мера-ММ.11-А2(3)-40-8-400/1-100/1-П1
  • Мера-ММ
  • 16 0 0 0 0 0 0
    ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ"
    (RA.RU.311494)
    РСТ
  • модели МЕРА- ММ 40-8-400
  • модели МЕРА- ММ 40-10-400
  • модели МЕРА- ММ 40-12-400
  • модели МЕРА- ММ 40-4-400
  • модели МЕРА- ММ.711-1-40-12-400
  • 29 0 0 0 0 0 0
    ФБУ «Тюменский ЦСМ»
    (RA.RU.311494)
    РСТ
  • нет данных
  • Мера-ММ
  • 33 0 0 0 0 0 0
    ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ"
    (RA.RU.311499)
    РСТ
  • Мера-ММ-40-12-400
  • Мера-ММ-40-10-400
  • Мера-ММ-40-14-400
  • Мера-ММ-40-1-400
  • Мера-ММ-40-8-400
  • Нет модификации
  • 20 3 0 20 0 20 0 20
    ПАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ"
    (RA.RU.311692)
  • МЕРА-ММ.31
  • 2 2 0 0 2 2 0
    ФБУ "ЦСМ ИМ. А.М. МУРАТШИНА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН"
    (RA.RU.311406)
    РСТ
  • Нет модификации
  • 6 2 4 0 6 2 4
    ООО "НМОП"
    (RA.RU.311359)
  • нет модификации
  • 1 1 0 1 0 1 0 1
    ООО "ИНЭКС СЕРТ"
    (RA.RU.312302)
  • МЕРА-ММ.21-А2-40-14-1500/1-200/1-1-П1
  • МЕРА-ММ.21-А2-40-8-1500/1-800/1-1
  • 5 0 5 0 5 0 5

    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 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», 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

    Поверка

    осуществляется 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.

    Внешний вид. Установки измерительные (Мера-ММ), http://oei-analitika.ru

    Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ». Общий вид

    Внешний вид. Установки измерительные (Мера-ММ), http://oei-analitika.ru

    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

    • - при измерении времени (относительная), %

    • - алгоритма вычисления массы сырой нефти без учета воды и объема

    ±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

    от 140"6 до 15040"6

    Плотность жидкости, кг/м3

    от 700 до 1180

    Максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3

    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


    Настройки внешнего вида
    Цветовая схема

    Ширина

    Левая панель