| Номер в госреестре | 76362-19 |
| Наименование СИ | Установки измерительные |
| Обозначение типа СИ | МЕРА-ММ.(SPD) |
| Изготовитель | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
| Год регистрации | 2019 |
| Срок свидетельства | 18.10.2024 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установки измерительные «МЕРА-ММ.(БРВ)» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода сырой нефти и сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.
Принцип действия установок основан на разделении газожидкостного потока продукции нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющую с помощью сепаратора и последующим измерением 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 с применением кориолисовых или объемных счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры, времени и расчетным коэффициентом сжимаемости вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям.
По результатам измерений массы сырой нефти и объемной доли воды в сырой нефти, рассчитанной или измеренной в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды.
Установки, в зависимости от комплектации, состоят из:
- блока технологического и блока контроля и управления, в котором размещаются шкафы управления;
- блока технологического и блоков автоматики и связи, проектируемых в составе технологического объекта, в которых размещаются шкафы управления.
Технологический блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещенным внутри оборудованием. Технологический блок соединяется со шкафами управления интерфейсным, силовым и контрольным кабелями.
В блоке технологическом размещены: сепаратор; счетчик-расходомер для жидкости; счетчик-расходомер для газа; первичные измерительные преобразователи температуры, давления, перепада давления, трубопроводная обвязка, клапан регулирования уровня жидкости в сепараторе.
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 измерений массы и массового расхода сырой нефти используются в зависимости от комплектации:
-счетчики - расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее -регистрационный номер) 13425-06, 45115-10 и 45115-16;
-счетчики - расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14;
-расходомеры массовые «Promass», регистрационный номер 15201-11.
Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации:
-счетчики - расходомеры массовые «Micro Motion», регистрационный номер 13425-06, 45115-10 и 45115-16;
-счетчики - расходомеры массовые кориолисовые «Rotamass», регистрационный номер 27054-09 и 27054-14;
-датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные Dymetic-1223, регистрационный номер 37419-08;
-датчики расхода газа Dymetic-1223М, регистрационный номер 57997-14.
Объемная доля воды определяется по результатам анализа пробы рабочей среды в лаборатории или рассчитывается, и вносится как исходная информация по каждой скважине.
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 (блоке автоматики и связи) размещены:
-устройство обработки информации, реализующее функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации;
-силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции.
В качестве устройств обработки информации применяют:
-контроллеры программируемые DirectLOGIC, регистрационный номер 17444-08, 17444-11 и 65466-16;
-системы управления модульные B&R X20, регистрационный номер 57232-14. Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: -измерения массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
-измерения объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
-измерения массового расхода и массы нефти без учета воды;
-индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Программное обеспечение (далее - ПО) установок представляет собой загружаемое прикладное ПО контроллера, входящего в состав установки, и имеет метрологически значимую часть. ПО хранится в энергонезависимой (flash) памяти контроллера, обеспечивает общее управление базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, выполнение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень.
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.
Идентификационные данные метрологически значимой части встроенного ПО контроллеров, входящих в состав установок, соответствуют указанным в их описаниях типа.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные признаки | B&R X20 | Direct Logic |
| Идентификационное наименование ПО | SPD.BR.001 | SPD.DL.001 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 17082017 | 12.130625 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | 1512BA24 | 0416 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | CRC16 |
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.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| 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 3 3 газа в рабочих условиях, м /ч (м /сут) | от 8,3 до 2700,0 (от 200 до 172800) |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного 3 3 газа, приведенного к стандартным условиям*, м /ч (м /сут) | от 2 до 62500 (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 % Св.70 до 95 % Св. 95 до 99% | ± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений |
| Лист № 4 Всего листов 5 | ||
| Продолжение таблицы 2 | ||
| 1 | 2 | |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % | ± 5,0 | |
| Примечания: 1. Верхний предел измерений объемного расхода свободного нефтяного газа в условиях не должен превышать 7200 м3/ч (172800 м3/сут). 2. Мгновенное значение объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих проходящего через счетчик-расходомер газа в циклическом режиме, должно быть 8,3 м3/ч (200 м3/сут). | рабочих условия, не ниже | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | сырая нефть |
| Параметры измеряемой среды: -избыточное давление, МПа | от 0,8 до 10,0 |
| о/~' -температура, С | от 25 до +100 |
| -кинематическая вязкость жидкости, м2/с | от 1 • 10-6 до 15040-6 |
| -плотность жидкости, кг/м3 | от 700 до 1180 |
| -максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м /т, не более | 1000 |
| -объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 99 |
| Количество входов для подключения скважин | 1 |
| Параметры электрического питания: напряжение переменного тока, В допустимое отклонение от номинального напряжения, % частота переменного тока, Гц потребляемая мощность, кВ А, не более | 220/380 ± 15 (50 ± 1) 30 |
| Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 12360x3250x3960 6000x3250x3960 |
| Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 30000 10000 |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | УХЛ.1 |
| Срок службы, лет, не менее | 20 |
| Примечание - срок службы компонентов КИПиА определен производителем. | |
наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.
Комплектность средств измерений
Таблица 4 - Комплектность средств измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная | МЕРА-ММ.^РБ) | 1 компл. |
| Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) | 1 компл. | |
| Методика поверки | 1 экз. |
осуществляется по документу МП 76362-19 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.(SPD)». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тюменский ЦСМ» 25.06.2019 г. Основные средства поверки:
Рабочий эталон 1-го или 2-го 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-W^SPD)».
приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений измерительными установками «МЕРА-ММ.(SPD)», свидетельство об аттестации 1196/01.00248-2014/2017 от 10.08.2017 г.
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия
| Зарегистрировано поверок | 105 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
