Установки измерительные МЕРА-ММ.х2.С
|
Номер по Госреестру
|
46041-10 |
|
Модель
|
Россия |
|
Срок свидетельства (Или заводской номер)
|
МЕРА-ММ.х2.С |
|
Класс СИ
|
ТУ 3667-023-00137182-2007 |
|
Год регистрации
|
29.01.04 |
|
Примечание
|
2010 |
|
Срок действия сертификата
|
625027, г.Тюмень, ул.Минская, 88 |
|
Номер сертификата
|
Вагин Владимир Викторович |
|
Тип сертификата (C - серия/E - партия)
|
(8*345*2) 20-62-95 |
|
Дата протокола
|
32-34-38 |
|
Технические условия на выпуск
|
28.12.2015 |
|
Межповерочный интервал / Периодичность поверки
|
3 года |
|
Зарегистрировано поверок
|
8 |
|
Найдено поверителей
|
2 |
|
Успешных поверок (СИ пригодно)
|
8(100%) |
|
Неуспешных поверок (СИ непригодно)
|
0(0%) |
|
Актуальность информации
|
16.02.2025 |
|
Методика поверки / информация о поверке
|
3667-ПМ2.С-00137182-2010 |
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.
Чтобы приобрести понравившийся товар, необходимо его заказать. Есть несколько сценариев того, как это можно сделать.
- Выбрать понравившийся товар и нажать кнопку «Заказать». При оформлении заказа заполнить форму. Вписать информацию в поля: ФИО, телефон и e-mail. Затем вам перезвонит менеджер, чтобы подтвердить ваше согласие на совершение покупки.
- Выбрать понравившийся товар и нажать кнопку «В корзину». Затем перейти в корзину и нажать «Оформить заказ». Далее заполнить форму с контактными данными и отправить заявку. С вами свяжется менеджер для дальнейшего обсуждения.
- Перейти в карточку товара и нажать «Купить в один клик». После нажатия нужно заполнить форму и отправить заявку. С вами свяжется менеджер для дальнейшего обсуждения.
Мы работаем с физическими и юридическими лицами. И предоставляем сразу два варианта оплаты.
- Наличные. Вы подписываете товаросопроводительные документы, расплачиваетесь денежными средствами, получаете товар и чек.
- Безналичный расчет. Принимаем карты Visa и MasterCard. Доступен при курьерской доставке.
Ваш заказ можем доставить собственными ресурсами, при условии вашего нахождения в городе. Либо через 4 варианта доставки:
- Курьерская доставка. Курьерская доставка работает с 9:00 до 19:00. Когда товар поступит на склад, курьерская служба свяжется для уточнения деталей. Специалист предложит выбрать удобное время доставки и уточнит адрес.
- Самовывоз из магазина. Для получения заказа обратитесь к сотруднику в кассовой зоне и назовите номер.
- Сотрудничаем с постаматами. Срок хранения — 3 дня.
- Предоставляем почтовую доставку через почту России. Когда заказ придет в отделение, на ваш адрес придет извещение о посылке. Вскрывать коробку самостоятельно вы можете только после оплаты заказа.