Установки измерительные МЕРА-ММ.101

Описание

Установки измерительные МЕРА-ММ.101 — техническое средство с номером в госреестре 65026-16 и сроком свидетельства (заводским номером) 09.09.2026. Имеет обозначение типа СИ: МЕРА-ММ.101.
Произведен предприятием: АО "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.101.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Установки измерительные МЕРА-ММ.101.

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
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
65026-16
НаименованиеУстановки измерительные
Обозначение типаМЕРА-ММ.101
ПроизводительАО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года.
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеСрок свидетельства
Срок свидетельства или заводской номер09.09.2026
НазначениеУстановки измерительные «МЕРА-ММ.101» (далее установки) предназначены для циклических и непрерывных измерений расходов и количества компонентов, индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
ОписаниеПринцип 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 скважинной жидкости, и объема и объемного расхода нефтяного газа. Измерение отделенной в процессе сепарации массы скважинной жидкости 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, коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объем и объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям. По результатам измерений массы скважинной жидкости и объемной доли воды в скважинной жидкости, измеренной поточным влагомером или в испытательной лаборатории, вычисляется величина массы нефти без учета воды. Установки состоят из блока технологического и блока контроля и управления. Блоки соединены между собой интерфейсным и силовым кабелем. В блоке технологическом размещены: распределительное устройство; сепаратор; расходомер жидкостной; расходомер газовый; первичные измерительные преобразователи температуры, давления; 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 измерений массы и массового расхода скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации: - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16); - счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-11); - счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак (регистрационный № 47266-16); - счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 42953-15); - счетчики расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 77657-20); - счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс (регистрационный № 70629-18). Для измерений объема и объемного расхода нефтяного газа используются в зависимости от комплектации: - счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (регистрационный № 45115-16); - датчики расхода газа ДРГ.М (регистрационный № 26256-06); - счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 42953-15); - счетчики расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260» (регистрационный № 77657-20). Для измерения объемной доли воды в скважинной жидкости используются в зависимости от комплектации: - влагомер сырой нефти ВСН-АТ (регистрационный № 62863-15); - измеритель обводненности Red Eye (регистрационный № 47355-11). В блоке контроля и управления размещены: - устройство обработки информации реализует функции управления, сбора, обработки, хранения и передачи информации; - вторичные устройства измерительных преобразователей, размещенных в технологическом блоке; - силовой шкаф для питания устройства обработки информации, систем отопления, освещения, вентиляции. В зависимости от комплектации применяют один из контроллеров: - контроллеры измерительные (далее – АТ-8000) (регистрационный № 61018-15); - контроллеры механизированного куста скважин (далее – КМКС) (регистрационный № 50210-12); Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины: - измерения массового расхода и массы сепарированной скважинной жидкости; - 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. Рисунок 1 - Установка измерительная «МЕРА-ММ.101». Общий вид.
Программное обеспечениеПрограммное 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
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОSP32.IS.001SP32.IS.001
Номер версии (идентификационный номер) ПОV1.00000V1.00000
Цифровой идентификатор ПО 8DBB10AC8DBB10AC
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОCRC32CRC32
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.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч (т/сут) от 0,2 до 62,51) (от 5 до 1500)
Диапазон измерений объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)от 2 до 625001)(от 50 до 1500000)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, %± 2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (без учета воды) при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % – при влагосодержании от 0 % до 70 %± 6 %; – при влагосодержании свыше 70 % до 95 % – при влагосодержании свыше 95 % до 98 % – при влагосодержании свыше 98 % до 99,9 %± 6 % ± 15 % ± 43 % ± 80 %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерении объема и объемного расхода газа, приведенные к стандартным условиям, %± 5,0
_______ 1) Диапазоны измерений указываются в паспорте каждого экземпляра установки.
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая средаскважинная жидкость
Параметры измеряемой среды: – давление, МПа – температура, °С – кинематическая вязкость жидкости, м2/с – плотность жидкости, кг/м3 – максимальное содержание газа при стандартных условиях (газовый фактор), м3/т, не более – объемная доля воды в скважинной жидкости, %, не более от 0,2 до 10,01) от 0 до +602) от 1∙10-6 до 500∙10-6 от 700 до 1180 1000 99,9
Количество входов для подключения скважинот 1 до 14
Параметры электропитания: – напряжение переменное, В – частота переменного тока, Гц230±23/400±40 50±1
Потребляемая мощность, кВ·А, не более30
Габаритные размеры (длина × ширина × высота), мм, не более: – блока технологического – блока контроля и управления12360 × 3250 × 3960 6000 × 3250 × 3960
Масса, кг, не более: – блока технологического – блока контроля и управления30000 10000
Условия эксплуатации: – температура окружающей среды, °С – относительная влажность, % – атмосферное давление, кПа от 10 до 30 от 30 до 80 от 84 до 106,7
Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69УХЛ.1
Срок службы, лет, не менее10
Средняя наработка на отказ, ч80000
_______ 1) Рабочее давление подбирается из стандартного ряда 4,0; 6,3; 10,0 МПа; 2) При условии отсутствия кристаллизированной влаги в рабочих условиях скважинной жидкости.
Комплектность
НаименованиеКоличество
Установка измерительная «МЕРА-ММ.101»1 компл.
Эксплуатационная документация (согласно ведомости эксплуатационной документации)1 компл.
Методика поверки1 экз.
ПоверкаМетоды измерений приведены в документе «Количество извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «МЕРА-ММ.101», МН 621 – 2015, утвержденной ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика», г. Казань, 15 декабря 2015 г.
Нормативные и технические документы
Заявитель
Испытательный центр