Установки измерительные МЕРА-ММ.х2.С
| Номер в ГРСИ РФ: | 46041-10 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
Для непрерывных или дискретных измерений расхода и количества компонентов продукции нефтяных скважин. Обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти; измерения среднего объёмного расхода и объёма свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.615-2005; измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти; индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 46041-10 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | МЕРА-ММ.х2.С |
| Технические условия на выпуск | ТУ 3667-023-00137182-2007 |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Тюменского ЦСМ |
| Адрес центра | 625027, г.Тюмень, ул.Минская, 88 |
| Руководитель центра | Вагин Владимир Викторович |
| Телефон | (8*345*2) 20-62-95 |
| Факс | 32-34-38 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | 28.12.2015 |
| Номер сертификата | 42045 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | С |
| Дата протокола | Приказ 5484 от 28.12.10 п.12 |
Производитель / Заявитель
ОАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Россия
625003, ул.Военная, 44; тел. (3452) 430-103, факс 432-239, E-mail: girs@neftemashtmn.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | 3667-ПМ2.С-00137182-2010 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 3 года |
| Найдено поверителей | 1 |
| Актуальность информации | 14.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 46041-10: Описание типа СИ | Скачать | 507 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «Мера-ММ.х2.С» (далее - установки) предназначены для непрерывных или дискретных измерений расхода и количества компонентов продукции нефтяных скважин.
Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:
- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти;
- измерения среднего объёмного расхода и объёма свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.615-2005;
- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;
- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении (сепарации) продукции скважины на жидкую и газовую фазы и последующем измерении количества каждой фазы.
Измерения массы сырой и обезвоженной нефти производятся с использованием показаний счётчика жидкости ТОР по объёму сырой нефти, показаний поточного влагомера или лабораторных данных, полученных при исследовании пробы сырой нефти и введённых в память устройства обработки информации в качестве условно постоянной величины.
Установка состоит из блока технологического и блока контроля и управления.
Каждый блок представляет собой модульное здание типовой конструкции с размещённым внутри оборудованием. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем.
В блоке технологическом размещены:
- распределительное устройство;
- сепаратор;
- первичные измерительные преобразователи расхода в жидкостной и газовой линиях, объёмной доли воды в сырой нефти, давления и температуры;
- трубопроводная обвязка.
Распределительное устройство представляет собой многоходовой кран и служит для подключения выбранной скважины к сепаратору установки.
Сепаратор представляет собой горизонтальный стальной резервуар, предназначенный для отделения и накопления газа, сбора и отстоя накапливаемой жидкости с последующим отводом их в выпускной коллектор через измерительные линии газа и жидкости, оснащённые соответствующими измерительными преобразователями.
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.
Гидравлическая схема блока технологического обеспечивает возможность отбора проб в жидкостной и газовой линиях, а также установки измерительных преобразователей в соответствии с заказной спецификацией.
Установка имеет встроенное программное обеспечение, выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установки и влияющее на её метрологические характеристики. Программное обеспечение обладает идентификационными признаками и имеет защиту от несанкционированного доступа к результатам измерений.
Технические характеристики
Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:
|
- давление, МПа |
от 0,2 до 4,0 |
- температура, °C от минус 5 до плюс 90
- кинематическая вязкость жидкости, м2/с от 1-10'6 до 120-Ю'6
|
- плотность жидкости, кг/м3 - максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т - влагосодержание, % Верхний предел массового расхода жидкости, кг/ч (т/сут) |
от 700 до 1180 до 1000 до 100 16600(400) 62500(1500) |
|
Нижний предел массового расхода жидкости, в процентах от верхнего предела, не более Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода сырой нефти,% Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода нефти (без учета воды), %, при влагосодержании: |
1 ±2,5 |
|
- от 0 до 70 % - св. 70 до 95 % - св. 95 % |
± 6 ± 15 В соответствии с методикой |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объёма и объёмного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, % Пределы измерений давления рабочей среды, МПа Пределы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления, % |
измерений ± 5 от 0,2 до 4,0 ±0,3 |
Пределы измерений температуры рабочей среды, °C от минус 5 до плюс 90
Пределы допускаемой абсолютной погрешности
установки при измерении температуры, °C
Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:
- при преобразовании токовых сигналов (приведённая), %
- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.
- при измерении времени (относительная), %
- при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), % ± 0,025
|
Количество входов для подключения скважин Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц Потребляемая мощность Габаритные размеры (длина х ширина х высота), не более: |
от 1 до 14 380 В ±15 % не более 10 кВ-А |
- блока технологического 10360 х 3250 х 3960 мм
- блока контроля и управления 3140 х 3250 х2640 мм
Масса составных частей установки не более:
- блока технологического 20 000 кг
- блока контроля и управления 2500 кг
Климатическое исполнение УХЛ. 1 по ГОСТ 15150-69
Срок службы не менее 10 лет
По взрывопожарной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категорий А по ВНТП 01/ 87/ 04 и НПБ 105-95.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического - В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).
Категория и группа взрывоопасной смеси ПА-ТЗ по ГОСТ Р 51330.0-99.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице
|
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
Мера-ММ |
Мера-ММ |
1.Х2.С |
Переменный (8-разрядное число) |
Познаковое алгебраическое сложение 8-раз-рядных кодов: - заводского номера контроллера; - даты изготовления; - даты последней поверки |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «В» согласно МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока контроля и управления шелкографией или методом аппликации.
Комплектность
|
Наименование |
Количество |
|
Блок технологический |
1 компл. |
|
Счетчик жидкости турбинный ТОР (в составе блока технологического) |
1 шт.* |
|
Счётчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF (F) (в составе блока технологического) |
1 шт. |
|
Счётчик-расходомер массовый кориолисовый модели RCCS (в составе блока технологического) |
1 шт.* |
|
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ (в составе блока технологического) |
1 * 1 шт. |
|
Блок контроля и управления |
1 компл. |
|
Комплект запасных частей и инструментов |
1 компл. |
|
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации) |
1 компл. |
|
Методика поверки |
1 экз. |
|
Примечание - ’В соответствии с заказом. | |
Поверка
Осуществляется по документу «Инструкция ГСИ. Установки измерительные «МЕРА-ММ.х2.С» Методика поверки 3667-ПМ2.С-00137182-2010», утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ» в декабре 2010 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- расходомер кориолисовый массовый RCCS33 на расход от 0,45 до 1500 кг/ч с относительной погрешностью ±0,1 %;
- расходомер кориолисовый массовый RCCS39 на расход от 43 до 120 000 кг/ч с относительной погрешностью ±0,1 %;
- датчик расхода газа ДРГ.М-160 с относительной погрешностью ± 1,5 % в диапазоне расходов от 8 до 16 и от 144 до 160 м3/ч, ± 1 % в диапазоне расходов от 16 до 144 м3/ч;
- датчик расхода ДРГ.М-2500 с относительной погрешностью ± 1,5 % в диапазоне от 125 до 250 и от 2250 до 2500 м3/ч, ± 1 % в диапазоне от 250 до 2250 м3/ч;
Сведения о методах измерений
Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика выполнения измерений измерительными установками «Мера-ММ.х2.С». Аттестована 10 декабря 2010 г. Аттестат № 374/01.00248-2008/2010.
Нормативные документы
1. ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объёма.
2. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
3. ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования.
4. ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка.
5. ТУ 3667-023-00137182-2007 Установки измерительные «МЕРА-ММ». Технические условия.
Рекомендации к применению
Государственные учётные операции.
Смотрите также
