- Главная
- Госреестр средств измерений
- Установки измерительные
Описание
Установки измерительные Мера-ММ.81 — техническое средство с номером в госреестре 59381-14 и сроком свидетельства (заводским номером) 19.12.2019. Имеет обозначение типа СИ: Мера-ММ.81. Произведен предприятием: ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень.
Требуется ли периодическая поверка прибора?
Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.
Допускается ли поверка партии?
Допущение поверки партии приборов: Нет.
Методика поверки:
Установки измерительные Мера-ММ.81.С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.
Описание типа:
Установки измерительные Мера-ММ.81.С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.
| Изображение |  Номер в госреестре | 59381-14 Наименование | Установки измерительные | Обозначение типа | Мера-ММ.81 | Производитель | ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень | Описание типа | Скачать | Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» | Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года | Допускается поверка партии | Нет | Наличие периодической поверки | Да | Сведения о типе | Срок свидетельства | Срок свидетельства или заводской номер | 19.12.2019 | Назначение | Установки измерительные «Мера-ММ.81» (далее - установки) предназначены для измерений расхода и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.
| Описание | 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 объема нефтяного газа, выделившегося в процессе сепарации, производится вихревыми счетчиками (датчиками расхода), позволяющими по измеренным значениям объема газа в рабочих условиях, давления и температуры газа, 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 токовыми выходными сигналами 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 ЭЛМЕТРО – Фломак (Госреестр № 47266-11);
- счетчики - расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (Госреестр № 42953-09).
Для измерения объема нефтяного газа используются датчики расхода газа ДРГ.М (Госреестр № 26256-06).
Для измерения объемной доли воды в сырой нефти используются влагомеры сырой нефти ВСН-АТ (Госреестр № 42678-09).
В блоке контроля и управления размещены:
- устройство обработки информации, включающее в себя микропроцессорный контроллер 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 двух типов контроллеров:
- контроллеры измерительные АТ-8000, изготовитель ЗАО «Аргоси» (Госреестр № 42676-09)
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС, изготовитель ЗАО «ПИК Прогресс» (Госреестр № 50210-12).
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерение среднего массового расхода и массы сепарированной сырой нефти;
- измерение среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;
- измерение среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикацию, архивирование и передачу результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Общий вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-ММ.81». Общий вид
| 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.
Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения.
|
Метрологические и технические характеристики | Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с параметрами:
-давление, МПаот 0,2 до 4,0
-температура, оСот 0 до плюс 60
-кинематическая вязкость жидкости, м2/сот 1∙10-6 до 150∙10-6
-плотность жидкости, кг/м3от 700 до 1180
-максимальное содержание газа
при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т до 1000
-объемная доля воды в сырой нефти, %до 99
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 газа,
приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/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 %± 6;
Св.70 до 95 %± 15;
Св. 95 до 99 %согласно методике измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении
объема и объемного расхода газа,
приведенных к стандартным условиям, %± 5,0.
Количество входов для подключения скважинот 1 до 14.
Напряжение питания сети переменного тока
частотой (50 ± 1) Гц 220/380 В± 15 %.
Потребляемая мощность, не более 30 кВ·А.
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), не более:
- блока технологического12360 × 3250 × 3960 мм;
- блока контроля и управления6000 × 3250 × 3960 мм.
Масса, не более:
- блока технологического30000 кг;
- блока контроля и управления10000 кг.
Климатическое исполнениеУХЛ.1 по ГОСТ 15150-69.
Срок службы, не менее10 лет.
| Комплектность |
Поверка | осуществляется по документу МП 59381-14 «ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.81». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 03 сентября 2014 г.
В перечень основного поверочного оборудования входит:
-рабочий эталон 2-го разряда единицы массового расхода газожидкостных смесей ОГМ-0001 (№ 3.2.ГНЭ.0001.2014), ОГМ-0002 ((№ 3.2.ГНЭ.0002.2014), расход жидкости от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расход газожидкостной смеси от 1000 до 100000 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 2 %, расхода газа от 4 до 62500 м3/ч, с пределом относительной погрешности ± 3 %
Средства поверки для средств измерений входящих в состав установки указаны в документах на их поверку.
| Нормативные и технические документы | , распространяющиеся на установки измерительные «Мера-ММ.81»
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «Мера-ММ». Технические условия.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Осуществление торговли.
| Заявитель | Открытое акционерное общество «ГМС Нефтемаш» Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44,Тел. (3452) 43-01-03,Факс (3452) 43-22-39; E-mail: girs@hms-neftemash.ru
| Испытательный центр |
Государственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе – Югра, Ямало-Ненецком автономном округе» (ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ»),Адрес: 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88,Тел. (3452) 20-62-95,Факс (3452) 28-00-84,E-mail: mail@csm72.ru
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30024-11 от 08.08.2011 г.
| |
