Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI
| Номер в ГРСИ РФ: | 75264-19 |
|---|---|
| Категория: | Расходомеры |
| Производитель / заявитель: | Фирма "Roxar Flow Measurement AS", Норвегия |
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (далее по тексту - расходомеры) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75264-19 |
| Наименование | Расходомеры многофазных потоков |
| Модель | MPFM 1900 VI |
| Страна-производитель | НОРВЕГИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | на 4 шт. с зав.№ 1216.05, 1133.04, 1308.19, 1611.68 |
Производитель / Заявитель
Фирма "Roxar Flow Measurement AS", Норвегия
НОРВЕГИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
| Зарегистрировано поверок | 10 |
| Найдено поверителей | 4 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 10 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 75264-19: Описание типа СИ | Скачать | 129.6 КБ | |
| 75264-19: Методика поверки МП 0914-9-2019 | Скачать | 4.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (далее по тексту - расходомеры) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание
В основе принципа работы расходомера лежит использование различий в физических свойствах компонент измеряемой среды, в частности, значений диэлектрической проницаемости, электропроводности и плотности.
В расходомере реализованы отдельные функции определения состава и скорости измеряемой среды.
При определении состава многофазного потока измеряется импеданс, включающий электрическую ёмкость и проводимость, а также давление и температура.
Определение скорости выполняется одним из двух методов в зависимости от содержания объемной доли газа: корреляционным или с помощью трубы Вентури. Выбор метода осуществляется автоматически.
При конфигурировании в расходомер заносят информацию о следующих свойствах измеряемой среды - плотности нефти/воды/газа, диэлектрической проницаемости нефти, электропроводности и солености воды, таблицы PVT-свойств нефти.
Для измерений плотности многофазного потока измеряемой среды расходомер оснащен гамма-плотномером.
Расходомер состоит из следующих основных частей:
- первый измерительный участок, включающий в себя:
а) датчики диэлектрической проницаемости среды;
б) датчики удельной электропроводности среды;
в) преобразователь плотности (гамма-плотномер);
- второй измерительный участок с расходомерной трубой Вентури и преобразователем дифференциального давления;
- датчики температуры Rosemont 644 (номер в Госреестре 63889-16) и преобразователи давления измерительные 3051 (номер в Госреестре 14061-10) моделей TG и CD;
- встроенный компьютер потока, который получает и обрабатывает сигналы, поступающие от первичных датчиков, и выполняет вычисления необходимые для нахождения расхода;
- персональный компьютер с установленным программным обеспечением MPFM 1900 Service Console, обеспечивающим отображение результатов измерений и данных о состоянии потока.
Процесс измерений происходит следующим образом:
Многофазный поток непрерывно протекает через расходомер. Датчики расходомера измеряют диэлектрическую проницаемость смеси, либо, при объемном содержании воды более 60%, удельную электропроводность смеси. Преобразователь плотности измеряет суммарную плотность смеси. Компьютер потока, используя хранящуюся в его памяти информацию о диэлектрической проницаемости, удельной электропроводности и плотности воды, нефти и газа, вычисляет объемное содержание каждого из компонентов смеси.
Для измерений скорости компонентов смеси используется метод взаимной корреляции сигналов двух пар электродов - малых и больших. Пара больших электродов используется для измерений скорости свободного газа, пара малых электродов - скорости диспергированного газа, соответствующей скорости жидкости. Сигналы первого и второго электродов каждой пары подобны по форме, но имеют сдвиг во времени. Компьютер потока измеряет время сдвига и вычисляет скорости движений каждой из фаз потока.
Расходомерная труба Вентури применяется для измерений расхода среды со значениями объемной доли свободного газа более 85 %.
Рисунок 1 - Фотография общего вида многофазного расходомера MPFM 1900
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейками (либо свинцовыми или иными пломбами) корпуса компьютера потока (рис. 2), а также выходов интерфейсов преобразователей на датчиках давления и дифференциального
давления.
Рисунок 2 - Пломбирование компьютера потока
Так же пломбированию подвергается защитный контейнер с радиоактивным источником (рис. 3). На каждую замерную установку заполняется журнал учета пломб и совместно с комиссией один раз в 6 месяцев, либо при смене или ремонте заполняется ответственным лицом.
Рисунок 3 - Пломбирование защитного контейнера
Программное обеспечение
Метрологически значимое программное обеспечение реализовано во встроенном компьютере потока.
Данные, полученные от первичных датчиков, обрабатываются с помощью ПО Service Console (Topside) версии не ниже 4.02.02, реализующего алгоритмы совместного решения уравнений, содержащих искомые и измеренные физические величины, результаты вычислений в виде значений расходов и количества отдельных компонентов, а также их динамики, представляются на локальном дисплее в табличном и графическом виде. Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО расходомера
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
Topside |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 4.02.02 |
|
Цифровой идентификатор ПО (CRC32) |
3453945A |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч |
от 0,24 до 2500 |
|
Пределы допускаемой основной* относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, % |
± 2,5 |
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Пределы допускаемой основной* относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, %: | |
|
- при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси не более 70% |
± 6,0 |
|
- при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 70% до 95% |
± 15,0 |
|
- при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 95% |
не нормируется |
|
Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа при стандартных условиях, м3/ч |
от 2 до 15200 |
|
Пределы допускаемой основной* относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
± 5,0 |
|
* погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах аттестованных в установленном порядке | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
Нефть, вода и газ в составе нефтегазоводяной смеси |
|
Типоразмер/внутренний диаметр, мм/мм |
43/25,8 |
|
Диапазон объемной доли воды в рабочей среде, % |
от 0 до 100 |
|
Диапазон объемной доли свободного попутного нефтяного газа в рабочей среде, % |
от 0 до 90 |
|
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 |
от 600 до 1200 |
|
Давление рабочей среды, МПа, не более |
69,0 |
|
Диапазон температуры рабочей среды, °С |
от 0 до 150 |
|
Диапазон скорости рабочей среды, м/с а) при значениях объемной доли свободного попутного нефтяного газа в рабочей среде меньших 30 % а) при значениях объемной доли свободного попутного нефтяного газа в рабочей среде больших 30 % |
от 1,5 до 15 от 3,5 до 35 |
|
Диапазон температуры окружающего воздуха °С |
от -20 до +60 (от +40 до +60)* |
|
Параметры электрического питания: | |
|
Род тока |
постоянный, переменный |
|
Напряжение постоянного тока, В |
24±5 |
|
Напряжение переменного тока, В |
от 110 до 240 |
|
Частота переменного тока, Гц |
от 50 до 60 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не более |
35 |
|
Монтажная длина, мм |
от 1000 до 2200 |
|
Внутренний диаметр, мм |
от 40 до 300 |
|
Масса, кг |
от 400 до 2000 |
|
* При применении теплоизоляции. | |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку расходомера методом наклейки и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность
аблица 4 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (заводские № 1216.05; 1133.04; 1308.19; 1611.68) |
4 | |
|
Техническое описание MPFM 1900 VI |
1 | |
|
MPFM 1900 VI. Инструкция по эксплуатации |
000358 |
1 |
|
MPFM 1900 VI. Функциональное описание |
000354 |
1 |
|
Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI. Методика поверки |
МП 0914-9 2019 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 0914-9-2019 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 января 2019 г.
Основные средства поверки:
- Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
- нутромеры с диапазонами измерений 18-50 мм, 50-100 мм, 100-160 мм, 160-260 мм, относительная неопределенность результата измерений не более ± 0,02 %;
- калибратор температуры модели АТС 156 В (регистрационный № 20262-07), диапазон воспроизводимых температур от минус 20 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- калибратор многофункциональный модели ASC300-R (регистрационный № 25895-09): внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления - нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке расходомера в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
ГСИ. Количество и параметры нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с применением расходомера многофазных потоков MPFM 1900 VI (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/20709-18 от 24.12.2018).
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.615-2005. ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
Другие Расходомеры
