Расходомеры многофазные МФРМ
| Номер в ГРСИ РФ: | 44908-10 |
|---|---|
| Категория: | Расходомеры |
| Производитель / заявитель: | ЗАО "НПК ВТ", г.Новосибирск |
| 44908-10: Описание типа СИ | Скачать | 363.5 КБ |
Для измерения объема и массы сырой нефти (водонефтяной смеси), объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.615-2005, объемной доли воды в сырой нефти на устье нефтяных скважин и в напорных трубопроводах. Область применения - контроль продукции, извлеченной из скважины(группы скважин) в системах сбора нефти и газа нефтяных промыслов.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 44908-10 |
| Наименование | Расходомеры многофазные |
| Модель | МФРМ |
| Технические условия на выпуск | ТУ 4213-001-58772902-2008 |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2010 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ Тюменского ЦСМ |
| Адрес центра | 625027, г.Тюмень, ул.Минская, 88 |
| Руководитель центра | Вагин Владимир Викторович |
| Телефон | (8*345*2) 20-62-95 |
| Факс | 32-34-38 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | 01.08.2015 |
| Номер сертификата | 40457 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | С |
| Дата протокола | 03д от 29.07.10 п.285 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "НПК ВТ", г.Новосибирск
Россия
630090, ул.Терешковой, 33 тел./факс (383) 330-6192, E-mail: npkvt@mail.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | Р5 195 00 00 00 МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 2 года |
| Актуальность информации | 21.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 44908-10: Описание типа СИ | Скачать | 363.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Расходомеры многофазные МФРМ (далее - расходомеры) предназначены для измерения объема и массы сырой нефти (водонефтяной смеси), объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.615-2005, объемной доли воды в сырой нефти на устье нефтяных скважин и в напорных трубопроводах.
Область применения - контроль продукции, извлеченной из скважины (группы скважин) в системах сбора нефти и газа нефтяных промыслов.
Описание
Принцип действия расходомера основан на одновременном использовании методов измерений расходных характеристик (перепад давлений, ультразвуковой доплеровский, радиочастотный) с обработкой сигналов датчиков в режиме реального времени.
Измерение содержания пластовой воды в жидкости (далее - влагосодержания) реализовано на основе метода фазовой диагностики суперпозиции радиочастотных волн в резонаторе специальной формы (радиочастотные датчики). Кроме того, фиксируются значения давления и температуры в трубопроводе. Перепад давления на вертикальном участке трубопровода характеризует суммарный объемный расход газожидкостной смеси. Для пересчета измеренного объемного расхода в массовый используются данные по плотностям фаз газожидкостной смеси, полученные из лабораторных исследований, и внесенные в память модуля контроля и управления в качестве условно-постоянных величин. Приведение параметров измеряемой среды к стандартным условиям производится на основании измерений температуры и давления в соответствии с методикой, приведенной в ГСССД MP 113-03.
Расходомер состоит из модуля измерительного (далее - МИ) и модуля контроля и управления (далее - МКУ), конструктивно выполненных в одном корпусе.
МИ предназначен для измерения параметров потока, формирования и передачи выходных сигналов первичных преобразователей в МКУ.
В МИ расположены:
- П-образный трубопровод постоянного сечения диаметром от 30 до 120 мм, служащий для формирования потока газоводонефтяной смеси, с установленными на нем ультразвуковым и радиочастотным датчиками. На трубопроводе дополнительно установлены датчик избыточного давления, датчик перепада давления и датчик температуры;
- системы освещения и сигнализации.
МКУ включает в себя блок управления БУ-1 и блок питания БП-1 обеспечивает питание, управление работой расходомера, сбор, преобразование, индикацию на отсчетном устройстве (дисплее) и передачу данных о результатах измерений на диспетчерский пункт нефтяного промысла.
Расходомер обеспечивает выполнение следующих функций:
1) непрерывное измерение в рабочих условиях объема, массы, объемного и массового расхода сырой нефти, нефти, объемной доли пластовой воды и приведенных к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного газа;
2) вычисление, отображение на дисплее МКУ, архивирование в энергонезависимой памяти МКУ сроком не менее 32 суток и передачу по запросу оператора на диспетчерский пункт следующей измерительной информации:
- продолжительности каждого из измерений;
- значений объема, массы, объемного и массового расхода жидкости, нефти и пластовой воды в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного газа;
- исходных первичных данных (констант) для расчетов и измерений (параметров расходомера, параметров продукции нефтяных скважин).
3) автоматическое запоминание, архивирование, хранение, отображение на дисплее МКУ и передачу на диспетчерский пункт по запросу оператора следующей сигнальной информации:
а) аварийных сигналов:
- выхода рабочего давления расходомера за предельные значения;
- отказа любого из первичных измерительных преобразователей с токовыми выходными сигналами;
- выхода расхода жидкости за пределы заданного диапазона измерений;
- выхода температуры жидкости за пределы заданного диапазона измерений;
- сбоя в подаче электропитания расходомера;
б) текущего состояния расходомера и его отдельных элементов:
- несанкционированный доступ в расходомер;
- текущий режим работы расходомера («автоматизированное управление», «измерение»).
Программное обеспечение расходомера состоит из двух частей:
- встроенное программное обеспечение блока управления МКУ;
- программный интерфейс диспетчерского пункта.
Метрологически значимая часть программного обеспечения блока управления МКУ защищена контрольной суммой. Доступ к метрологически значимой части обеспечивается через специальный сервисный интерфейс, подключаемый с помощью ноутбука к МКУ. Идентификация обеспечивается распознаванием контрольной суммы неизменяемой части программного обеспечения.
Доступ к данным, влияющим на метрологические характеристики расходомера, возможен двумя способами:
- через программный интерфейс диспетчерского пункта (только в режиме просмотра);
- через сервисный интерфейс.
Обмен данными между расходомером и диспетчерским пунктом и передача управляющих сигналов осуществляется по беспроводной связи (протокол IEEE 802.11g). В базовой комплектации радиус действия беспроводной сети - 100 метров. Радиус действия может быть увеличен до нескольких километров за счёт добавления нескольких точек доступа в режиме повторителей и использования направленных антенн.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Рабочей (измеряемой) средой для расходомеров является продукция нефтяных скважин, включающая:
- сырую нефть, представляющую собой смесь углеводородов широкого физикохимического состава, пластовой воды, механических примесей, минеральных солей и растворенного нефтяного газа;
- свободный нефтяной газ.
Климатическое исполнение расходомера УХЛ 3 по ГОСТ 15150-69, но для температуры окружающей среды от минус 45 до плюс 50 °C.
Оболочка расходомера обеспечивает степень защиты IP56 по ГОСТ 14254-96.
Таблица 1
|
Наименование показателя |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Диапазон измерения давления, МПа |
от 0,1 до 10,0 |
|
Диапазон измерения температуры, °C |
от 0 до + 50 |
|
Условный диаметр расходомера, Dy, мм |
33, 48, 73, 102 |
|
Диапазон измерений объемного расхода жидкости, м3/ч (м3/сут), для условного диаметра: Dy 33 Dy 48 Dy 73 Dy 102 |
от 0,04 до 20 (от 1 до 480) от 0,09 до 45 (от 2,2 до 1000) от 0,2 до 83 (от 5 до 2000) от 0,4 до 83 (от 10 до 2000) |
|
Диапазон измерений массового расхода жидкости, т/ч (т/сут), для условного диаметра: Dy 33 Dy 48 Dy 73 Dy 102 |
от 0,03 до 20 (от 0,75 до 480) от 0,07 до 45 (от 1,7 до 1000) от 0,15 до 83 (от 3,8 до 2000) от 0,3 до 83 (от 7,5 до 2000) |
|
Диапазон измерения объемного расхода свободного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) |
от 0,1 до 4200 (от 2,5 до 100000) |
|
Диапазон измерений объемной доли воды в нефти, % |
от 0 до 95 |
|
Время готовности до восстановления работоспособного состояния при подключении расходомера, мин, не более |
3 |
|
Потребляемая мощность, В А, не более |
250 |
|
Напряжение переменного тока |
220 В ±20% |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности канала измерения температуры, °C |
± 1,0 |
|
1 |
2 |
|
Пределы допускаемой приведенной погрешности канала измерения давления, % |
±1,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов, %, не более: - объема и объемного расхода жидкости - массы и массового расхода жидкости - объема и объемного расхода свободного газа, приведенного к стандартным условиям - текущего времени |
±2,0 ±2,5 ±5,0 ±0,01 |
|
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности канала измерения объемной доли воды в нефти, % |
±1,5 |
|
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности канала измерения объемной доли воды в нефти, %: - от влияния температуры измеряемой среды, на каждые 10 °C отклонения от 20 °C - от влияния скорости измеряемой среды - от влияния концентрации хлористых солей - от содержания газа в жидкости |
1/5 предела основной абсолютной погрешности не влияет не влияет 1/2 предела основной абсолютной погрешности |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности канала измерения плотности, кг/м3 |
±5,0 |
|
Потеря гидравлического напора на расходомере, МПа, не более* |
0,1 |
|
Параметры измеряемой среды: - кинематическая вязкость, м2/с - объемное содержание сероводорода, %, не более - плотность жидкости, кг/м3 - влагосодержание, % - концентрация механических примесей, г/дм3, не более - концентрация хлористых солей, г/дм3, не более |
от 1-Ю'6 до 500-10’6 2 от 750 до 1100 от 1,0 до 100 2 300 |
|
Габаритные размеры расходомера (длина х ширина х высота), мм, не более |
1300x480x1320 |
|
Масса, кг, не более |
130 |
|
Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой расходомера по ГОСТ 14254-96 |
IP56 |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
Условия эксплуатации: температура окружающей среды, °C относительная влажность при + 35 °C, %, не более |
от минус 45 до + 50 98 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
10 000 |
|
Срок службы, лет, не менее |
8 |
|
Примечание: * - Потеря гидравлического напора нормируется для верхнего предела диапазона измерений расхода. В качестве рабочей жидкости при нормировании используется вода. | |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационной документации методом штемпелевания и на специальную табличку на лицевой панели корпуса расходомера любым методом, обеспечивающим сохранность информации в течение срока службы.
Комплектность
В комплект поставки расходомера входят:
модуль измерительный, шт
модуль контроля и управления, шт
персональный компьютер (по согласованию с заказчиком), шт
программный интерфейс диспетчерского пункта (на диске), шт
комплект ЗИП согласно ведомости ЗИП, компл
комплект эксплуатационных документов, экз
методика поверки, экз
Поверка
Поверка расходомера производится в соответствии с документом по поверке, «Инструкция ГСИ. Расходомеры многофазные «МФРМ». Методика поверки. Р5 195 00 00 00 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Тюменский ЦСМ» в сентябре 2009 г.
В перечень основного поверочного оборудования входят:
- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ULTRAmassMKII модели CN015, диапазон расходов от 0,01 до 3,6 м3/ч, предел относительной погрешности ±0,1%;
- счетчик-расходомер массовый кориолисовый ULTRAmassMKII модели CN080, диапазон расходов от 0,1 до 120,0 м3/ч, предел относительной погрешности ±0,1 %;
- счетчик холодной воды ВМХ-50, диапазон расходов от 0,3 до 120,0 м3/ч, предел относительной погрешности ± 0,5 %, класс В по ГОСТ Р 50193.1;
- счетчик газа ротационный RVG-25, диапазон расходов газа от 0,1 до 80 м3/ч, относительная погрешность измерения ± 1,5 % от Qmin до 0,lQmax и 1,0 % от 0,1 Qmax до Qmax;
- счетчик газа ротационный RVG-250, диапазон расходов газа от 4 до 420 м3/ч, относительная погрешность измерения ± 1,5 % от Qmm до 0,lQmax и 1,0 % от 0,lQmax до Qmax;
- преобразователь давления измерительный S-10, верхний предел измерений 300 кПа, класс точности 0,5;
- преобразователь измерительный САПФИР-22МПС-ДД, верхний предел измерений 100 кПа, класс точности 0,25;
- установка поверочная МПСП-1 № 0428 класс точности 0,3, диапазон расходов воды от 1 до 100 м3/ч;
Межповерочный интервал - 2 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема.
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 Инструкция по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон, ВСН 33274/МНСС.
6 ТУ 4213-001-58772902-2008 Расходомеры многофазные «МФРМ». Технические условия;
7 ГСССДМР 113-03 Методика ГСССД. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263 ... 500 К при давлениях до 15 МПа.
Заключение
Тип средств измерений «Расходомеры многофазные «МФРМ» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
Сертификат соответствия взрывозащищенных средств измерений № РОСС RU.TB06.B00522 выдан ФГУП «ВНИИФТРИ» ОС ВСИ «ВНИИФТРИ», протокол испытаний № 08.593 от 08.07.2008 г.
Другие Расходомеры
