Номер по Госреестру СИ: 64592-16
64592-16 Установки многофазные замерные
(УМЗ)
Назначение средства измерений:
Установки многофазные замерные УМЗ (далее - установки) предназначены для автоматизированных измерений массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, и передачи данных о результатах измерений и индикации работы на верхний уровень автоматизированной системы управления технологическим процессом в системах герметизированного сбора нефти и попутного газа нефтяных промыслов.
Внешний вид.
Установки многофазные замерные
Рисунок № 1
Внешний вид.
Установки многофазные замерные
Рисунок № 2
Общие сведения
Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства - 13.07.2021
Номер записи - 155879
ID в реестре СИ - 378279
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Производитель
Изготовитель - ООО "НТС-Лидер"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Химки
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
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
№1015 от 2016.07.13 Об утверждении типов средств измерений
Наличие аналогов СИ: Установки многофазные замерные (УМЗ)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений ООО "НТС-Лидер"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
64592-16 13.07.2021 |
Установки многофазные замерные, УМЗ ООО "НТС-Лидер" (РОССИЯ г.Химки) |
ОТ МП |
1 год |
|
76018-19 12.09.2024 |
Меры с искусственными дефектами, 452.008 ООО "НТС-Лидер" (РОССИЯ г.Химки) |
ОТ МП |
2 года |
|
76630-19 29.11.2024 |
Установки неразрушающего контроля насосно-компрессорных труб, Нет данных ООО "НТС-Лидер" (РОССИЯ г.Химки) |
ОТ МП |
1 год |
Отчет предоставляет информацию о юридических лицах - владельцах средств измерений по номеру типа в Госреестре. При выборе типа СИ обратите внимание, что поле select поддерживает множественный выбор с одновременным поиском по выпадающему списку. В скобках после наименования типа СИ приводятся данные о количестве СИ в реестре. !!! Отчет очень медленный (один тип СИ обсчитывается 3 минуты), не перестарайтесь при выборе кол-ва анализируемых типов СИ.
В сводной таблице приводится следующая информация:
- Владелец СИ (поле необязательное для заполнения поверителями, вводится в произвольной форме)
- наименование СИ (номер в АРШИНЕ, обозначение типа, ссылка на АРШИН)
- наименование организации-производителя и страны производства
- кол-во поверок
- кол-во средств измерений (подсчитывается кол-во уникальных серийных номеров)
- величина интервала между поверками
Кто поверяет Установки многофазные замерные (УМЗ)
| 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 |
|---|
Стоимость поверки Установки многофазные замерные (УМЗ)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Режим работы комплекса ПО: Система Управления УМЗ, которая представляет собой приложение, выполняемое в среде PLCCS - универсальной технологической платформы построения прикладных АСУТП. Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СУ УМЗ NTSOILGASTCCP.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
- |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Примененные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений метрологически значимой части программного обеспечения и измеренных (вычисленных) данных.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульный лист руководства по эксплуатации установок типографским способом, на табличке блока технологического - методом гравировки.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийсодержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений установками многофазными замерными УМЗ», утвержденной ФГУП «ВНИИР» «26» февраля 2016 г. (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/709-16 от 26 февраля 2016 г.)
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам многофазным замерным УМЗ
-
1 ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
-
2 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
-
3 Технические условия. Установка многофазная замерная. ТУ 3666-011-18908125-2011
Поверка
Поверка осуществляется по документу МП 0387-9-2016 «ГСИ. Установки многофазные замерные УМЗ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 12 февраля 2016 г.Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ-195-2011, диапазон воспроизведения: массового расхода газожидкостной смеси от 2 до 110 т/ч; объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 250,0 м3/ч; расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения массового расхода ГЖС - 0,46 %, объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям - 0,38 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Изготовитель
ЭЛМЕТРО-Фломак
IS-21-F
SE & Co. KG», Германия
BLE
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
СУ УМЗ NTSOILGASTCCP.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
- |
|
Цифровой идентификатор ПО |
- |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
- |
Метрологические и технические характеристики Метрологические и технические характеристики, включая показатели точности, приведены в таблицах 3-6.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут |
от 5 до 100 |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут |
от 240 до 20000 |
Параметры питания электрических цепей:
|
переменный 380/220 от -15 до +10 50±1 11 |
|
Режим управления запорной арматурой |
Ручной |
|
Режим работы установок |
непрерывный |
|
Габаритные размеры |
Высота - 3600 мм Ширина - 1670 мм Глубина - 1450 мм |
|
Масса |
1600 кг |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±2,5 |
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
|
±6 ±15 не нормируется |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % |
±5 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон температуры окружающей среды, оС |
от -50 до +45 |
|
Климатическое исполнение |
УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
4,0 |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Газовый фактор, м3/м3, не более |
200 |
|
Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1200 |
|
Кинематическая вязкость сырой нефти, 10-6 м2/с (сСт), не более |
120 |
|
Диапазон плотности подтоварной воды, кг/м3 |
от 1000 до 1200 |
|
Плотность свободного нефтяного газа, кг/м3, не более |
1,5 |
|
Содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более |
0,05 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Содержание хлористых солей в сырой нефти, % |
от 0,3 до 15 |
|
Температура нефтегазового потока на входе в установку, оС |
от +5 до +70 |
Комплектность средства измерений Таблица 7
|
Установка многофазная замерная УМЗ в сборе |
1 |
|
Установка многофазная замерная «УМЗ». Паспорт. НТС-448.00.00.000ПС |
1 |
|
Установка многофазная замерная «УМЗ». Руководство по эксплуатации. НТС-448.00.00.000РЭ |
1 |
|
МП 0387-9-2016 «ГСИ. Установки многофазные замерные УМЗ. Методика поверки» |
1 |
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной среды ГЭТ-195-2011, диапазон воспроизведения: массового расхода газожидкостной смеси от 2 до 110 т/ч; объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 250,0 м3/ч; расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения массового расхода ГЖС - 0,46 %, объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям - 0,38 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методиках (методах) измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений установками многофазными замерными УМЗ», утвержденной ФГУП «ВНИИР» «26» февраля 2016 г. (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/709-16 от 26 февраля 2016 г.)
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам многофазным замерным УМЗ
-
1 ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
-
2 ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
-
3 Технические условия. Установка многофазная замерная. ТУ 3666-011-18908125-2011
Тел.\факс: +7 (495) 787-98-20, +7 (495) 573-65-94
ИНН 7726287814
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии»Юридический адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А Тел.(843)272-70-62, факс 272-00-32
E-mail: vniirpr@bk.ru
Установка предназначена для индивидуального тестирования нефтяных скважин в режиме реального времени с целью измерения массового расхода добываемой нефти и газа, однако при использовании коммутирующих скважинных переключателей типа ПСМ может использоваться и как групповая замерная установка.
Установка позволяет производить измерения массового и объемного расхода нефти, воды и газа в режиме реального времени.
Принцип действия установки заключается в разделении многофазного потока в газожидкостном циклонном сепараторе (рис.1) на две фазы - газ и жидкость. После разделения потока на две фазы газ поднимается в верхнюю часть сепаратора и движется по газовой линии, а жидкость из нижней части сепаратора поступает и движется по линии жидкости. Расходы и плотность жидкой и газовой фазы измеряются массовыми кориолисовыми расходомерами. С помощью влагомера определяется содержание воды в жидкой фазе.
Измерение массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, производится в автоматическом режиме.
На панель оператора, установленную в приборном отсеке, выводятся все основные измеряемые параметры, характеризующие дебит скважины и по линии связи доступа по протоколу MODBUS передаются на любой удаленный компьютер.
Для обеспечения оптимальных условий сепарации в цилиндрическом циклонном сепараторе необходимо поддерживать уровень жидкости в пределах заданного диапазона (1000-1200 мм водяного столба). Уровень жидкости в сепараторе измеряется датчиком перепада давления или уровнемером. Сигнал с датчика поступает на контроллер, который дает команду на регулирующий клапан в жидкостной линии. Управление регулирующим клапаном в жидкостной линии осуществляется контроллером по программе ПИД регулирования за счет обратной связи с датчиком перепада давления или уровнемера. При первом запуске установки степень открытия-закрытия клапана в газовой линии устанавливается вручную и зависит от газового фактора. В дальнейшем регулировка клапана в газовой линии не требуется.
Вся установка помещена в теплоизолированный бокс, который в свою очередь разделен на два отсека: отсек сепаратора с первичной контрольно измерительной аппаратурой и регулирующей арматурой (взрывоопасная зона) и приборный отсек (взрывобезопасная зона), в котором установлена вторичная аппаратура, барьеры искрозащиты, терморегуляторы и пускорегулирующая аппаратура.
В обоих отсеках бокса автоматически поддерживается заданная температура, обеспечивающая работоспособность оборудования.
Р&»:х: газа
Рисунок 1
Установка состоит из газожидкостного цилиндрического сепаратора (далее - ГЖЦС), коммуникационных трубопроводов, регулирующих клапанов, измерительных датчиков и системы измерения, сбора данных и управления.
Установка помещена в теплоизолированный бокс. Теплоизолированный бокс разделен на два отсека: технологический, расположенный во взрывоопасной зоне, и приборный, расположенный во взрывобезопасной зоне. Оба отсека снабжены теплоизолированными дверями для обеспечения обслуживания установки.
В технологическом отсеке взрывоопасной зоны располагается газожидкостный циклон ГЖЦС с системой трубопроводов, регулирующие клапана, датчики расхода и давления.
В приборном отсеке взрывобезопасной зоны располагается вся вторичная контрольноизмерительная аппаратура, автоматы защиты цепи, барьеры искрозащиты, программируемый контроллер и панель оператора.
Каждый отсек снабжен системой обогрева и терморегулирования для поддержания заданных рабочих температурных режимов.
Общий вид установки представлен на рис.2.
Газовая ввтеъ
Рисунок 2 - Общий вид установки
Для обеспечения питания пневматической линии мембранного исполнительного механизма регулятора расхода в жидкостной линии предусмотрена установка дополнительного теплоизолированного модуля компрессора с подогревом.
Перечень основных средств измерений (далее - СИ), которыми комплектуются модификации установок, приведены в Таблице 1.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
|
Наименование средства измерений |
Изготовитель |
Номер в Госреестре СИ |
|
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак |
ООО «ЭлМетро Групп», г.Челябинск |
47266-11 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ |
ЗАО «Аргоси», г.Москва |
42678-09 |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-2 |
ЗАО НИИ «Нефтесервисприбор», г. Саратов |
24604-12 |
|
Преобразователи давления измерительные IS-20-S, IS-20-F, IS-20-H, IS-21-S и IS-21-F |
Фирма «WIKA Alexander Wiegand SE & Co. KG», Германия |
49944-12 |
|
Датчики давления МС3000 |
ООО «Манометр-Сервис», г.Москва |
29580-10 |
|
Уровнемеры байпасные поплавковые BLE |
Фирма «KSR KUEBLER Niveau-Messtechnik AG», Г ермания |
28258-04 |
|
Манометры деформационные с трубчатой пружиной серии 2 |
Фирма «KSR KUEBLER Niveau-Messtechnik AG», Г ермания |
55984-13 |
Таблица 7
|
Установка многофазная замерная УМЗ в сборе |
1 |
|
Установка многофазная замерная «УМЗ». Паспорт. НТС-448.00.00.000ПС |
1 |
|
Установка многофазная замерная «УМЗ». Руководство по эксплуатации. НТС-448.00.00.000РЭ |
1 |
|
МП 0387-9-2016 «ГСИ. Установки многофазные замерные УМЗ. Методика поверки» |
1 |
, включая показатели точности, приведены в таблицах 3-6.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут |
от 5 до 100 |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут |
от 240 до 20000 |
|
Параметры питания электрических цепей:
|
переменный 380/220 от -15 до +10 50±1 11 |
|
Режим управления запорной арматурой |
Ручной |
|
Режим работы установок |
непрерывный |
|
Габаритные размеры |
Высота - 3600 мм Ширина - 1670 мм Глубина - 1450 мм |
|
Масса |
1600 кг |
Таблица 4 - Основные метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Пределы основной допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
|
±6 ±15 не нормируется |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % |
±5 |
Таблица 5 - Климатические условия эксплуатации установки
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон температуры окружающей среды, оС |
от -50 до +45 |
|
Климатическое исполнение |
УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69 |
Таблица 6 - Рабочая среда - продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) с параметрами
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
4,0 |
|
Объемная доля воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Газовый фактор, м3/м3, не более |
200 |
|
Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 |
от 700 до 1200 |
|
Кинематическая вязкость сырой нефти, 10-6 м2/с (сСт), не более |
120 |
|
Диапазон плотности подтоварной воды, кг/м3 |
от 1000 до 1200 |
|
Плотность свободного нефтяного газа, кг/м3, не более |
1,5 |
|
Содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более |
0,05 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Содержание хлористых солей в сырой нефти, % |
от 0,3 до 15 |
|
Температура нефтегазового потока на входе в установку, оС |
от +5 до +70 |