| Номер в госреестре | 14055-20 |
| Наименование СИ | Установки массоизмерительные транспортабельные |
| Обозначение типа СИ | "АСМА-Т" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "Серафимовский опытный завод автоматики и телемеханики" (ООО "СОЗАиТ"), с. Серафимовский, Республика Башкортостан |
| Год регистрации | 2020 |
| Срок свидетельства | 20.11.2025 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установки массоизмерительные транспортабельные «АСМА -Т» (далее -установка) предназначены для измерений суточных дебетов (расходов) скважинной жидкости и попутного нефтяного газа газонефтяных скважин.
Принцип действия установки основан на измерении массы и массового дебета (расхода) жидкости, объемного содержания воды жидкости и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, после разделения в сепараторе нефтегазоводяной смеси, поступающей из скважины, на жидкую фазу нефтегазоводяной смеси и попутный нефтяной газ.
Нефтегазоводяная смесь поступает на трубный сепаратор установки и предварительно в сепараторе разделяется на газ и жидкость. После разделения смеси жидкая часть попадает в измерительную емкость, газ поступает в линию измерения газа, где измеряется датчиком расхода газа. Масса накопленной жидкости измеряется тензодатчиком в измерительной емкости. После измерения массы жидкости производится ее откачка блоком насоса в выходной коллектор. При откачке жидкости поточным влагомером измеряется объемное содержание воды. После датчика расхода газа попадает на выходной коллектор установки. Далее цикл измерения повторяется. Измеренные значения передаются в станцию управления установки. Контроллером i-8431 производится обработка результатов измерений. Отображение измеренных значений производится в программе на экране переносного персонального компьютера. Протокол измерений распечатывается на принтере. Средства измерений и технологическое оборудование образуют четыре измерительных канала:
- массы скважинной жидкости;
- суточного дебета (расхода) скважинной жидкости;
- суточного дебета (расхода) попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям;
- объемного содержания воды.
Перечень основных средств измерений из состава установки приведен в таблице 1. Контроллер МИКОНТ-186 и модуль аналогово-цифрового преобразования I-8017H устанавливаются в аппаратном отсеке. Остальные средства измерений размещаются в технологическом отсеке.
Установка состоит из технологического и аппаратного отсеков, размещенных в зависимости от модификации на шасси автомобиля УРАЛ-4320 или прицепа СЗАП-8357-011. В технологическом отсеке размещаются входной и выходной коллекторы, сепаратор, измерительная емкость, блок насоса, соединенные технологической цепью трубопроводов с установленными на трубопровод вспомогательными средствами измерений и запорной арматурой. В аппаратном отсеке размещены: станция управления «Каскад -09М» на базе контроллера i-8431, вторичные преобразователи средств измерений, электроконвекторы, устройства жизнеобеспечения и рабочее место оператора в комплекте с переносным персональным компьютером и принтером.
Установка может эксплуатироваться во взрывоопасной зоне.
Пломбирование установки не предусмотрено.
Рисунок 1 - Общий вид установки
Рисунок 2 - Технологический отсек
Рисунок 3 - Аппаратный отсек
Расшифровка условного обозначения установки:
АСМА-Т - Х - Х - Х
Тип транспортного средства:
03 - на шасси УРАЛ-4320;
05 - на шасси СЗАП-8357—011____________________
Максимальный дебет (расход) скважинной жидкости, т/сут
Максимальный дебет (расход) попутного нефтяного газа *103, м3/сут
Таблица 1 - Перечень основных средств измерений из состава установки
| Наименование средства измерений | Обозначение типа средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Устройство тензометрическое весоизмерительное электронное | ТВЭУ | 19765-15 |
| Датчик расхода газа | ДРГ.М | 26256-06 |
| Влагомер сырой нефти | ВСН-2 | 24604-12 |
| Датчик давления | Метран-75 | 48186-11 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом | Метран-274 | 21968-11 |
| Контроллер универсальный | МИКОНТ-186 | 54863-13 |
| Модуль аналогового-цифрового преобразования | I-8017H | 70883-18 |
Программное обеспечение (далее - ПО) установки является встроенным в контроллер ь843'1программным модулем KASKAD на этапе изготовления и является его неотъемлемой частью.
Сведения об идентификационных данных ПО приведены в таблице 2.
Уровень защиты ПО и измерительной информации «средний» по Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО (программного модуля) | KASKAD |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | — |
| Цифровой идентификатор ПО | 2637370Ь9а174218Ь4П4е 08db8609a1 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массы скважинной жидкости, кг | от 100 до 300 |
| Диапазон измерений суточного дебета (расхода) скважинной жидкости, т/сут | от 0,1 до 400 |
| Диапазон измерений суточного дебета (расхода) попутного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, м3/сут | до 300 0001) |
| Диапазон измерений объемного содержания воды, % | от 1,0 до 99,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений массы скважинной жидкости, % | ± 2,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений суточного дебета (расхода) скважинной жидкости, % | ± 2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности канала измерений суточного дебета (расхода) попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности канала измерений объемного содержания воды, %, в поддиапазонах: -от 1,0 вкл. до 60,0 % вкл. -от 60 % вкл. до 99,0 % вкл. | ±2,5 ±4,0 |
| 1) Конкретный диапазон измерений зависит от типоразмера датчика расхода газа и указывается в паспорте на установку. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь |
| Вязкость скважинной жидкости, мм2/с | от 1 до 1000; от 1 до 40001) |
| Массовое содержание парафина в скважинной жидкости, %, не более | 6,0 |
| Массовое содержание серы в скважинной жидкости, %, не более | 2,0 |
| Массовое содержание механических примесей в скважинной жидкости, %, не более | 0,25 |
| Температура измеряемой среды, °С | от 0 до +100 от -10 до +1002) |
| Рабочее давление, МПа, не более | 4,0 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность воздуха при температуре воздуха 15 °С, %, не более | от -60 до + 50 98 |
| Параметры электропитания: -напряжение переменное, В - частота переменного тока, Гц - потребляемая мощность, кВ^А, не более | 230±23/400±40 50±1 20 |
Продолжение таблицы 4
| Габаритные размеры установки (Д*Ш*В), мм, не более - на шасси автомобиля УРАЛ-4320 - на шасси прицепа СЗАП-8357-011 | 9860x2500x3960 8500x2500x3990 |
| Масса установки, кг, не более - на шасси автомобиля УРАЛ-4320 | 16500 |
| - на шасси прицепа СЗАП-8357-011 | 12500 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 10000 |
| Полный срок службы, лет | 25 |
| 1) При оборудовании насоса системой подогрева. 2) При содержании хлористых солей более 5 %. |
наносится на заводскую табличку способом гравирования и на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка соответствующей модификации в сборе | АСМА-Т -Х-Х-Х | 1 шт. |
| Комплект запасных частей | — | 1 к-т |
| Упаковочный лист на ЗИП | 40200.00.00.00.000 ЗИ | 1 экз. |
| Паспорт | 40200.00.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| Руководство по эксплуатации | 40200.00.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Руководство оператора | НА 010.03.02.00.00.000 Д1 | 1 экз. |
| Руководство системного программиста | НА 010.03.02.00.00.000 Д2 | 1 экз. |
| Методика поверки | НА.ГНМЦ.0433-20 МП | 1 экз. |
| Ведомость эксплуатационных документов | 40200.00.00.00.000 ВЭ | 1 экз. |
| Комплект эксплуатационных документов изделий из состава установки | 40200.00.00.00.000 ВЭ | 1 к-т |
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0433-20 МП «ГСИ. Установки
массоизмерительные транспортабельные «АСМА-Т». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 15 июля 2020.
Основные средства поверки:
- эталон единицы массового расхода жидкости и объемного расхода газа в составе газожидкостных смесей 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013;
- эталон единицы массы 3-го разряда - гири с номинальной массой 20 кг в соответствии государственной поверочной схемой для средств измерений массы, утвержденной с приказом Росстандарта от 29.12.2018 г. № 2818 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы»;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в эксплуатационном документе.
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
Приказ Росстандарта от 29.12.2018 г. № 2818 Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы
Приказа 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
ТУ 39-00137093-023-98 Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т». Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
