Установки измерительные МЕРА-ММ.х2.С. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Установки измерительные МЕРА-ММ.х2.С

Основные
Тип МЕРА-ММ.х2.С
Год регистрации 2010
Дата протокола Приказ 5484 от 28.12.10 п.12
Класс СИ 29.01.04
Номер сертификата 42045
Срок действия сертификата 28.12.2015
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ТУ 3667-023-00137182-2007
Тип сертификата (C - серия/E - партия) С

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.

Развернуть полное описание