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 скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа, объема и объемного расхода свободного 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.
аблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| Расходомеры многофазные Roxar MPFM 2600 | 60272-15 |
| Расходомеры многофазные Vx Spectra | 60560-15 |
| Расходомеры многофазные AGAR MPFM | 65061-16 |
| Расходомеры многофазные МФР.0704-01 | 93489-24 |
| Расходомеры многофазные РМП | 94879-25 |
| Системы управления модульные B&R X20 | 57232-14 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000 | 50107-12 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5209, 5232, 5305 | 56993-14 |
| Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200 | 66213-16 |
| Контроллеры программируемые DirectLOGIC | 65466-16 |
| Контроллеры логические программируемые ПЛК 200 | 84822-22 |
| Контроллеры программируемые логические REGUL | 63776-16 |
| Контроллеры измерительные К15 | 75449-19 |
| Контроллеры программируемые логические АБАК ПЛК | 63211-16 |
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Установка измерительная «Мера-МР». Общий вид. Место нанесения заводского номера
Рисунок 2 - Установка измерительная «Мера-МР». Общий вид. Блок технологический
Заводской номер установок наносится на таблички ударным способом, обеспечивающим сохранность на весь период эксплуатации, которые крепятся на боковой стенке. Формат нанесения заводского номера - цифровой. Пломбирование установок не предусмотрено. Средства измерений, находящиеся в составе установок, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) соответствуют уровню, указанному в описании типа МФР согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Метрологические характеристики установок нормированы с учетом встроенного ПО МФР. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Roxar MPFM 2600 | Vx Spectra | AGAR MPFM | МФР.0704-01 | РМП |
| Идентификационное наименование ПО | Sensor software | DAFC MK4 или SAFC MK4 | AGAR DAS | SetupMfTool | VMPh |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.05.01 | Не ниже 4.5 | _ | V.1.0.1 и выше | не ниже 1.Х* |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | не применяется | не применяется | _ | 5f159f81e8678 787d1620e7e9 9192a5a | _ |
*Х - не относится к метрологически значимой части идентификационных данных ПО
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений установок на базе расходомеров многофазных Roxar MPFM 2600 рег. № 60272-15, расходомеров многофазных Vx Spectra, рег. № 60560-15, расходомеров многофазных МФР.0704-01 рег. № 93489-24, расходомеров многофазных РМП, рег. № 94879-25 соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений установок на базе расходомеров многофазных AGAR MPFM, рег. № 65061-16 соответствует уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики и показатели надежности установок приведены в таблицах 3, 4 и 5.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости1), т/ч (т/сут) | от 0,1 до 2000 (от 2,4 до 48000) |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа в рабочих условиях2), м3/ч | от 0,1 до 3080 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям2), м3/ч | 0,1 до 70000 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения массы и массового расхода скважинной жидкости, % | ± 2,5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды (в объемных долях), %: |
| - от 0 % до 70 % | ±6 |
| - свыше 70 % до 95 % | ±15 |
| - свыше 95 % | не нормируется |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа в рабочих условиях, % | ±5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±5 |
| 1) Конкретный диапазон измерений массы и массового расхода скважинной жидкости зависит от исполнения установки, указанного в эксплуатационной документации установки 2) Конкретный диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа зависит от исполнения установки, указанного в эксплуатационной документации установки |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь |
| Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа | от 0,3 до 35,0* |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от минус 40** до плюс 232 |
| Диапазон плотности нефти, кг/м3 | от 0,5 до 3000*** |
| Объемная доля воды в нефти, % | от 0 до 100 |
| Диапазон объемного содержания газа в потоке, % | от 0 до 100 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Технические характеристики: | |
| Количество входов для подключения скважин, шт. | от 1 до 14 |
| Параметры электрического питания: - род тока - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц - потребляемая мощность, кВ^А, не более | переменный •э-эп+22 /"200+38 220-33/380-57 (50 ± 1) 30 |
| Габаритные размеры (длина х ширина х высота), мм, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 12360х3250х3960 6000x3250x3960 |
| Масса, кг, не более: - блока технологического - блока контроля и управления | 30000 10000 |
| Климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 | УХЛ.1 |
| * - Рабочее давление подбирается из рекомендуемого ряда 4,0; 6,3; 10,0; 16,0; 20,0; 25,0; 35,0 МПа. * * - При условии не замерзания воды в рабочих условиях скважинной жидкости. * ** — При сохранении текучести. |
Таблица 5 - Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
| Наработка на отказ, ч, не менее | 8000 |
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 6.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. (экз.) |
| Установка измерительная «Мера-МР» в том числе: БТ; БК | _ | 1 шт. |
| Эксплуатационная документация | _ | 1 экз. |
| Методика поверки поставляется по требованию потребителя. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефти и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «Мера-МР» (Свидетельство об аттестации методики измерений RA.RU.314707/3409-25 от 15.05.2025 г., регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2025.51437)
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (п. 6.2.1, п. 6.5)
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»
ГОСТ Р 8.1016-2022 «ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» (п. 6.2)
ТУ 3667-054-00137182-2013 Технические условия Установки измерительные «Мера-МР»
