Установки измерительные Мера. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Установки измерительные Мера

Основные
Тип Мера
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 351 п. 07 от 18.05.201212 от 19.10.06 п.198
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 46536
Примечание 18.05.2012 утвержден вместо 25995-06
Срок действия сертификата 18.05.2017
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C

Назначение

Установки измерительные «Мера» (далее - установки) предназначены для измерений расходов и количества разделенных в процессе сепарации компонентов продукции нефтяных скважин.

Описание

Принцип действия установок основан на гидростатическом принципе измерения массы и массового расхода нефти по обводненности жидкости, времени наполнения, перепада давления между верхним и нижним уровнем жидкости в калиброванном участке сепаратора.

Измерение выделившегося в процессе сепарации нефтяного газа производится методом [PVT], позволяющим по измеренным значениям давления газа, температуры и времени опорожнения калиброванного объема вычислить объем и объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, с учетом коэффициента сжимаемости.

Установки обеспечивают для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти;

- измерения среднего объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям;

- измерения среднего массового расхода и массы обезвоженной нефти;

- индикации, архивирования и передачи результатов измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Установка состоит 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;

- первичные измерительные преобразователи температуры, давления и перепада давления с токовым выходом 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.

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.

Общий вид установки приведен на рисунках 1, 1а.

Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера». Общий вид.

Рисунок 1а - Установка измерительная «Мера». Общий вид.

Программное обеспечение

Установки имеют встроенное программное обеспечение (далее ПО), выполняющее вычислительные функции в соответствии с назначением установок и влияющее на их метрологические характеристики.

ПО состоит из микропрограмм:

- MG_DL_0912_1407 для контроллера «Direct Logic»;

- MG_SM_1109_1552 для контроллера «Siemens ET200S»;

- 20110313 для контроллера «SCADAPack32».

Метрологически значимая часть ПО в отдельный блок не выделяется.

ПО обеспечивает следующие функции:

- управление технологическим процессом измерений (соответствие с выбранным методом измерений);

- преобразование сигналов первичных измерительных преобразователей в числовые значения измеряемых величин;

- вычисление результатов измерений;

- переключение измерений между скважинами.

Идентификационные данные программного обеспечения представлены в таблице

Наименование

ПО

Идентиф икационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПО МЕРА контроллера Direct Logic

MG_DL_0912_1407

7D9C2106

32945597

CRC32

ПО МЕРА контроллера Siemens ET200S

MG_SM_1109_1552

7DB93134

20259BE1

STEP7

ПО МЕРА контроллера SCADAPack32

20110313

7DB34102

F74F57DB

CRC32

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.

Схемы пломбирования контроллеров от несанкционированного доступа приведены на рисунках 2-4.

Рисунок 2 - Схема пломбирования контроллера «Direct Logic»

Рисунок 3 - Схема пломбирования контроллера «Siemens»

Рисунок 4 - Схема пломбирования контроллера «SCADAPack32»

Технические характеристики

Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами:

-давление, МПа

от 0,2 до 6,3

- температура, ОС

- кинематическая вязкость жидкости, м2/с

- 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 минус 5 до плюс 85 от 1-10-6 до 120-10-6 от 700 до 1180

до 1000 до 100 20830 (500) 83330 (2000)

Нижний предел массового расхода жидкости, в процентах от верхнего предела, %

Пределы допускаемой относительной погрешности

1

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, %

От 0 до 70 %

Св.70 до 95 %

Св. 95%                                  в соответствии с методикой измерений

Верхний предел расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)

20830 (500000)

83330 (2000000)

Нижний предел расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)

1 (24)

4 (96)

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям, %

Пределы измерений давления рабочей среды, МПа

Переделы допускаемой приведенной погрешности установки при измерении давления, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности установки при измерении температуры, С

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерении перепада давления, %

± 5 от 0,2 до 6,3

± 0,3

± 0,5

± 0,3

Пределы допускаемой погрешности устройства обработки информации:

- при преобразовании токовых сигналов (приведенная), %

- при измерении числа импульсов (абсолютная), имп.

- при измерении времени (относительная), %

- при вычислениях по заданным алгоритмам (относительная), %            ± 0,025

Количество входов для подключения скважин                          от 1 до 14

Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1)Гц 220/380 В ± 15 %

Потребляемая мощность,

Габаритные размеры (длина x ширина x высота), не более:

не более 30 к1В А

-блока технологического

-блока контроля и управления Масса, не более:

12360 x 3250 x 3960 мм

6000 x 3250 x 2640 мм

-блока технологического

30000 кг

-блока контроля и управления                                           2500 кг

Климатическое исполнение                           УХЛ.1 по ГОСТ 15150-69

Срок службы, не менее                                                 10 лет

По взрывоопасной и пожарной опасности установка относится к помещениям с производствами категории А по ВНТП01/87/04 и НПБ105-95.

Класс взрывоопасной зоны в помещении блока технологического В-Ia по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ).

Категория и группа взрывоопасной смеси 11А-Т3 по ГОСТ Р 51330.0-99.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации установки типографским способом, на таблички блока технологического, блока контроля и управления - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Наименование

Количество

Блок технологический

1 компл.

Датчик дифференциального давления

2 шт.*

Датчик давления

2 шт.*

Датчик температуры

2 шт.*

Блок контроля и управления

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». Методика поверки» МП 3667.011.00137182-2012, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 10 февраля 2012 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

- толщиномер ультразвуковой 37DL PLUS с основной абсолютной погрешностью измерений ± 0,01 мм;

- расходомер кориолисовый массовый RCCS33, расход от 0,45 до 1500 кг/ч, с пределом относительной погрешности ± 0,25 %;

расходомер кориолисовый массовый RCCS39, расход от 43 до 120000 кг/ч, с относительной погрешностью ± 0,25 %;

- частотомер Ч3-57 108имп (10-3-100) с ТУ 25-06.86541-86, с относительной погрешностью ± 2,5^10-7;

- ареометр АОН-1, (940...1000) кг/м3, цена деления ±1 кг/м3, с абсолютной погрешностью ± 0,5 кг/м3;

- датчик расхода жидкости ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;

- датчик расхода жидкости ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;

- датчик расхода жидкости ДРЖИ 100-200-МП, расход от 20 до 200 м3/ч, с относительной погрешностью ± 0,5 %;

- датчик расхода газа ДРГ.М-160, расход при рабочих условиях от 4 до 160 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %;

- датчик расхода газа ДРГ.М-2500, расход при рабочих условиях от 125 до 2500 м3/ч, с относительной погрешностью ± 1,5 %.

Сведения о методах измерений

Методы измерений приведены в «Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений измерительными установками «Мера», свидетельство об аттестации № 441/01.002.48-2008/2011.

Нормативные документы

ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

Часть 0. Общие требования.

ГОСТ Р 51330.1-99 (МЭК 60079-1-98) Электрооборудование взрывозащищенное.

Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка».

ТУ 3667-011-00137182-2005 Установки измерительные «Мера». Технические условия.

Рекомендации к применению

Выполнение государственных учетных операций.

Развернуть полное описание