Расходомеры многофазные NetOil&Gas
| Номер в ГРСИ РФ: | 63591-16 |
|---|---|
| Категория: | Расходомеры |
| Производитель / заявитель: | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
Расходомеры многофазные NetOil&Gas предназначены для измерений без предварительной сепарации массового расхода и массы сырой нефти, сырой нефти без учета воды, а также объемного расхода и объема нефтяного газа в газожидкостном потоке, извлекаемом из недр.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 63591-16 |
| Наименование | Расходомеры многофазные |
| Модель | NetOil&Gas |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 30.03.2021 |
Производитель / Заявитель
АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 4 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 4 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 63591-16: Описание типа СИ | Скачать | 254.6 КБ | |
| 63591-16: Методика поверки МП 0325-9-2015 | Скачать | 563 КБ |
Описание типа
Назначение
Расходомеры многофазные NetOil&Gas (далее - расходомеры) предназначены для измерений без предварительной сепарации массового расхода и массы скважинной жидкости, скважинной жидкости без учета воды, а также объемного расхода и объема нефтяного газа в газожидкостном потоке, извлекаемом из недр.
Описание
Принцип действия расходомеров основан на использовании комбинации результатов измерений и вычислений параметров многофазного потока расходомером массовым I/A Seriesc измерительным преобразователем массового расхода CFT51 и первичными преобразователями массового расхода CFS10 или CFS20 (расходомер массовый), измерителем обводненности RedEye®Multiphase, преобразователем температуры RTT15 и преобразователем давления измерительным IMV25, которые связываются посредством протокола Modbus с устройством обработки информации PF (NetOilComputer).
Расходомер массовый передает информацию об измеренных плотности и массовом расходе среды в устройство обработки информации NetOilComputer. Принцип действия расходомера массового основан на использовании сил Кориолиса, действующих на поток среды, двигающейся по измерительной трубке датчика, колеблющейся с частотой автоколебаний. Кориолисовые силы препятствуют колебаниям трубки датчика, что приводит к сдвигу фаз колебаний на входе и выходе измерительной трубки датчика, выполненной в виде петли. Величина сдвига фаз колебаний пропорциональна массовому расходу. Измерение плотности основано на измерении резонансной частоты колебаний трубки расходомера.
Измеритель обводненности RedEye®Multiphase передает информацию о коэффициенте обводненности нефтегазоводяной смеси в устройство обработки информации NetOilComputer. Принцип действия измерителя обводненности основан на измерении уровня поглощения нефтью и водой ближнего инфракрасного излучения в анализируемой водонефтяной эмульсии.
Преобразователь давления измерительный IMV25 с подключенным к нему преобразователем температуры RTT15 передает информацию об измеренных давлении и температуре среды, а также перепаде давления на расходомере массовом в устройство обработки информации NetOilComputer. Преобразователь давления измерительный IMV25 в зависимости от вязкости, плотности нефти, содержания парафинов и других физических свойств газожидкостного потока монтируется как с помощью импульсных трубок, так и с помощью разделительных диафрагм.
Устройство обработки информации NetOilComputer вычисляет массовый расход скважинной жидкости и скважинной жидкости без учета воды, объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, в газожидкостном потоке. Также NetOilComputer имеет опциональный вход для приема данных измерений от внешнего расходомера, установленного на отдельной газовой линии.
Расходомеры многофазные NetOil&Gasc диаметрами условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 мм предназначены для использования c легкими нефтями вязкостью до 50 мм2/с. Расходомеры многофазные NetOil&Gasc диаметром условного прохода 50 мм могут также выпускаться в модификации для работы с тяжелыми нефтями вязкостью до 3000 мм2/с.
Общий вид расходомеров представлен на рисунке 1.
Для предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства пломбированию подлежат: расходомер массовый, измеритель обводненности, преобразователь давления измерительный и преобразователь температуры. Места пломбирования приведены на рисунках 2, 3, 4, 5, 6.
Рисунок 1 - Общий вид расходомеров многофазных NetOil&Gas
Рисунок 2 - Первичный преобразователь массового расхода
Рисунок 3 - Измерительный преобразователь массового расхода
Рисунок 4 - Преобразователь давления
Рисунок 5 - Преобразователь температуры Измерительный
Рисунок 6 - Измеритель обводненности
Программное обеспечение
является встроенным и метрологически значимым. Программное обеспечение защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой парольной защиты. Дополнительно конструкцией расходомеров предусмотрено ограничение доступа к интерфейсам программного обеспечения методом пломбирования отдельных элементов расходомеров. Примененные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, удаления и иных преднамеренных изменений программного обеспечения и измеренных данных, а также изменения или удаления измерительной информации программного обеспечения в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий. После кратковременного сбоя питания программное обеспечение автоматически восстанавливает свою работу, ведется защищенный журнал внештатных ситуаций.
Нормирование метрологических характеристик расходомеров проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью расходомеров.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р.50.2.077-2014.
Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) расходомеров приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Image.ci3 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
6.3.65 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
Не используется |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики расходомеров приведены в таблице 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Диапазоны измерений расходомеров многофазных NetOil&Gas в зависимости
от диаметра условного прохода
|
Диаметр условного прохода, мм |
DN15 |
DN25 |
DN40 |
DN50 |
DN80 |
|
Диаметр условного прохода, дюйм |
1/2 |
1 |
11/2 |
2 |
3 |
|
Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут |
от 1 до 60 |
от 3 до 300 |
от 7 до 700 |
от 12 до 1150 |
от 27 до 2700 |
|
Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % |
50 |
50 |
50 |
50 |
50 |
|
Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут |
от 10 до 32 |
от 43 до 144 |
от 108 до 360 |
от 173 до 576 |
от 410 до 1368 |
|
Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут |
32 |
144 |
360 |
576 |
1368 |
Таблица 3 - Диапазоны измерений расходомеров многофазных NetOil&Gas с диаметром условного прохода DN50 в модификации для работы с тяжелыми нефтями в зависимости от вязкости скважинной жидкости
|
Диаметр условного прохода, мм |
DN50 | |||||||
|
Кинематическая вязкость скважинной жидкости, мм2/с |
до 60 |
от 61 до 120 |
от 121 до 200 |
от 201 до 360 |
от 361 до 540 |
от 541 до 900 |
от 901 до 1000 |
от 1001 до 1200 |
|
Диапазон массового |
от 12 |
от 12 |
от 12 до |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
|
расхода жидкости без газа, т/сут |
до 1100 |
до 900 |
680 |
до 520 |
до 360 |
до 300 |
до 220 |
до 190 |
|
Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % |
70 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
|
Диапазон массового |
от 34 |
от 34 |
от 34 |
от 34 |
от 32 |
от 24 |
от 18 |
от 18 |
|
расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут |
до 480 |
до 380 |
до 330 |
до 260 |
до 175 |
до 140 |
до 90 |
до 86 |
|
Максимальный объемный | ||||||||
|
расход газа при рабочих условиях, м3/сут |
1120 |
3420 |
2970 |
2340 |
1575 |
1260 |
810 |
774 |
Продолжение таблицы 3
|
Кинематическая вязкость скважинной жидкости, мм2/с |
от 1201 до 1400 |
от 1401 до 1600 |
от 1601 до 1800 |
от 1801 до 2000 |
от 2001 до 2200 |
от 2201 до 2400 |
от 2401 до 2600 |
от 2601 до 2800 |
от 2801 до 3000 |
|
Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут |
от 12 до 160 |
от 12 до 140 |
от 12 до 125 |
от 12 до 115 |
от 12 до 103 |
от 12 до 95 |
от 12 до 88 |
от 12 до 82 |
от 12 до 76 |
|
Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
90 |
|
Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут |
от 18 до 72 |
от 18 до 63 |
от 18 до 56 |
от 18 до 52 |
от 18 до 46 |
от 18 до 43 |
от 18 до 40 |
от 18 до 37 |
от 18 до 34 |
|
Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут |
648 |
567 |
504 |
468 |
414 |
387 |
360 |
333 |
306 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности расходомера при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, % |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% - свыше 95% |
±6 ±15 не нормируется |
|
Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % |
±5 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Параметры |
|
Характеристики рабочей среды: | |
|
Измеряемая среда |
Скважинная жидкость |
|
Кинематическая вязкость при рабочих условиях, мм2/с, не более |
50 |
|
Кинематическая вязкость при рабочих условиях для DN50 в модификации для работы с тяжелыми нефтями, мм2/с, не более |
3000 |
|
Содержание объемной доли воды (обводненность), % |
от 0 до 100 |
|
Давление, МПа |
от 0,3 до 10 |
|
Температура, оС |
от -29 до +121 |
|
Диапазон плотности, кг/м3 |
от 700 до 1180 |
|
Максимальный перепад давления, МПа |
0,15 |
|
Технические характеристики | |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
70 |
|
Напряжение питания сети переменного тока частотой (50±1) Гц, 120/230 В, %, не более |
±15 |
|
Напряжение питания сети постоянного тока, 24 В, %, не более |
±20 |
|
Класс защиты |
IP66 |
|
Условия эксплуатации: температура окружающей среды, оС - устройство обработки информации |
от 0 до +50 |
|
- измерительная часть на раме |
от -20 до +85 |
|
Габаритные размеры, мм, не более |
1520x910x2080 |
|
Масса с преобразователем расхода, кг, не более - CFS10, DN 15 мм (1/2") |
390 |
|
- CFS10, DN 25 мм (1") |
400 |
|
- CFS10, DN 40 мм (11/2") |
430 |
|
- CFS10, DN 50 мм (2") |
455 |
|
- CFS20, DN 80 мм (3") |
545 |
|
Относительная влажность (без конденсации), % |
до 100 |
Знак утверждения типа
наносится на корпус устройства обработки информации расходомеров методом наклейки и в левом верхнем углу титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки расходомеров приведен в таблице 6.
Таблица 6 - Комплект поставки расходомеров
|
Наименование |
Обозначение |
Кол-во |
|
Расходомер многофазный NetOil&Gas |
1 шт. | |
|
Расходомеры многофазные NetOil&Gas. Руководство по эксплуатации |
МФР NOG.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
«ГСИ. Расходомеры многофазные NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш». Методика поверки» |
МП 0325-9-2015 |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0325-9-2015 «ГСИ. Расходомеры многофазные NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 марта 2015 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;
- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %.
- эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
отсутствуют.
Нормативные документы
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 30852.0-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования
ГОСТ 30852.1-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка»
ГОСТ Р МЭК 60079-11-2010 Взрывоопасные среды Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»
ГОСТ Р МЭК 60079-0-2011 Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования
ГОСТ IEC 60079-1-2011 Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d»»
ТУ 4213-069-00137182-2015 Расходомеры многофазные NetOil&Gas. Технические условия
Другие Расходомеры
