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

Установки измерительные Мера-МР

Основные
Тип Мера-МР
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1814 п. 01 от 13.11.2014Приказ 27 п. 93 от 17.01.2014
Примечание 13.11.2014 Внесены изменения в описание типа
Срок действия сертификата 17.01.2019
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) C

Назначение

Установки измерительные «Мера-МР» (далее - установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы скважинной жидкости, нефти и воды, а также объемного расхода и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси без предварительной сепарации многофазного потока прямым методом динамических измерений.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях объемного содержания, плотности и скорости течения нефти, воды и попутного нефтяного газа с применением многофазных расходомеров (далее - МФР) с последующим вычислением массы и массового расхода нефти (жидкости в составе нефтегазоводяной смеси), массы и массового расхода нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, и объемной доли воды в жидкости с помощью вычислительного компьютера МФР.

В зависимости от исполнения в состав установок входят технологический блок (далее - БТ), блок контроля и управления (далее - БК), блок переключения скважин (далее - БПС). БПС предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы устанавливаемого в нем распределительного устройства (далее - РУ), служащего для поочередного подключения одной из нефтяных скважин к МФР, расположенному в БТ, а остальных - к коллектору. РУ может находиться как в БПС, так и в БТ.

В БТ размещены:

- МФР;

- трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов МФР, с выходным коллектором, а входа МФР - с распределительным устройством;

- средства измерений (далее - СИ) давления, температуры;

- устройство для ручного отбора проб.

В БК размещены:

- шкаф управления с контроллером, предназначенным для сбора информации и для управления БПС, а также для архивирования, индикации информации и передачи ее на верхний уровень;

- шкаф силовой для питания систем БТ и БК;

- вторичные устройства для СИ, установленных в БТ.

Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. СИ, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.

Т а б л и ц а 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

Наименование средства измерений

Регистрационный №

Расходомер многофазный Roxar MPFM 2600

60272-15

Расходомер многофазный Vx Spectra

60560-15

Расходомер многофазный AGAR MPFM

65061-16

Расходомер многофазный Pietro Fiorentini

74242-19

Системы управления модульные B&R X20

57232-14

Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000

50107-12

Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305

56993-14

Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200

66213-16

Контроллеры программируемые DirectLOGIC

65466-16

Общий вид установки представлен на рисунке 1

Рисунок 1 - Общий вид установки.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа в зависимости от используемого контроллера, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунках 2, 3, 4, 5.

Рисунок 2 - Место пломбировки от несанкционированного доступа контроллера SCADAPack.

Рисунок 3 - Место пломбировки от несанкционированного доступа устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200.

Рисунок 4 - Место пломбировки от несанкционированного доступа контроллера программируемого DirectLOGIC

Рисунок 5 - Место пломбировки от несанкционированного доступа системы управления модульной B&R X20

Знак поверки установки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установки в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Программное обеспечение

Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) соответствует уровню, указанному в описании типа МФР согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Roxar

MPFM 2600

Vx Spectra

AGAR MPFM

Pietro Fiorentini

Идентификационное наименование ПО

Service

Console

DAFC MK4

AGAR DAS

FlowCalc

Номер         версии

(идентификационный номер) ПО

не ниже 2.0

4.6.5.18 и более поздние

-

не ниже 36130

Цифровой идентификатор ПО

не применяется

для файла dafc: 05A759D6E63D AFC4FAF6BFFD 7C9AE71FB0766 845

-

не применяется

Другие идентификационные данные

отсутствуют

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода нефти (жидкости в составе нефтегазоводяной смеси)1), т/ч (т/сут)

от 0,1 до 2000 (от 2,4 до 48000)

Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в рабочих условиях в составе газожидкостной смеси2) м3/ч

от 0 до 3080

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода нефти3), %

±2,5

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода нефти без учета воды при содержании воды (в объемных долях)4), %:

- от 0 до 70%

- свыше 70 до 95%

- свыше 95%

±6 ±15

не нормируется

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям5), %

±5

1) Конкретный диапазон измерений массы и массового расхода жидкости зависит исполнения установки

2) Конкретный диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа зависит от исполнения установки

3) При использовании в составе установки расходомера многофазного Pietro Fioren-tini исполнения Flowatch 3i пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти не превышают                                              ±5,0 %.

4) При использовании в составе установки расходомера многофазного Pietro Fioren-tini исполнения Flowatch 3i пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при содержании объемной доли воды в нефти:

- от 0 до 70 %                                                         ±10,0%.

5) При использовании в составе установки расходомера многофазного Pietro Fiorentini исполнения Flowatch 3i пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям не превышают                                    ±10,0 %.

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефтегазоводяная смесь

Диапазон температуры измеряемой среды, оС

в зависимости от выбранного типа МФР в составе установки

Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа

Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды, мм2/с

Диапазон плотности нефти, кг/м3

Объемная доля воды в нефти, %

от 0 до 100

Диапазон объемного содержания газа в потоке, %

от 0 до 100

Технические характеристики:

Количество входов для подключения скважин, шт

от 1 до 14

Параметры питания электрических цепей: - род тока - напряжение, В - частота, Гц

- потребляемая мощность, кВт, не более

переменный 380/220±15 50±1 30

Знак утверждения типа

наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички БТ, БК - методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Комплектность установок приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Установка измерительная «Мера-МР» в том числе: БТ; БК

1 шт.

Эксплуатационная документация

1 экз.

Методика поверки

МП 1216-9-2020

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в инструкции «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «МЕРА-МР» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/87014-16). регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2021.38748.

Нормативные документы

1. ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

2. ТУ 3667-054-00137182-2013 Технические условия Установки измерительные «Мера-МР».

Развернуть полное описание