Установки измерительные ПРИЗМА-МФР
| Номер в ГРСИ РФ: | 87144-22 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 87144-22 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | ПРИЗМА-МФР |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 20.10.2027 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Описание типа
Назначение
Установки измерительные ПРИЗМА-МФР (далее - установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Описание
В установках используется бессепарационный прямой метод динамических измерений с помощью расходомеров многофазных, входящих в состав установок.
Установка состоит из блока технологического (далее - БТ). В случае необходимости вторичная аппаратура может размещаться в отдельном модульном блоке аппаратурном (далее - БА). В состав БТ могут входить: входной и выходной трубопроводы; переключатель скважин многоходовый (далее - ПСМ) с приводом; байпасная линия ПСМ; расходомер многофазный; преобразователи давления и температуры; манометры и термометры для местной индикации давления и температуры; ручной пробоотборник; запорно-регулирующая арматура; узел подключения поверочной установки.
Система обработки информации включает в себя вычислительный компьютер (далее -ИВК) расходомера многофазного и программируемый логический контроллер (далее - ПЛК). ИВК расходомера многофазного осуществляет измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
ПЛК осуществляет автоматическое поддержание температуры в БТ и БА; местное управление оборудованием установки; автоматическое последовательное переключение скважин; управление запорно-регулирующей арматурой и т.д.
В состав установки могут входить:
- расходомеры многофазные Vx, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - рег.) № 42779-09;
- расходомеры многофазные Vx 88, рег. № 48745-11;
- расходомеры многофазные Vx Spectra, рег. № 60560-15;
- расходомеры многофазные Урал-МР, рег. № 83269-21;
- расходомеры многофазные Roxar MPFM 2600, рег. № 60272-15.
Заводской номер установки указывается в паспорте установки типографским способом и на маркировочной табличке методом лазерной маркировки или аппликацией. Формат нанесения заводского номера - числовой. Маркировочная табличка закрепляется на наружной поверхности установки.
Пломбирование установки не предусмотрено. На рисунке 1 приведена фотография маркировочной таблички установки. На рисунке 2 приведены фотографии внешнего вида установки.
Рисунок 2 - Фотографии внешнего вида установки
исунок 1 - Фотография маркировочной таблички установки.
Вариант исполнения установки выбирается на этапе анализа условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.
Структура условных обозначений установки ПРИЗМА-МФР Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х:
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 - Обозначение типа (ПРИЗМА-МФР);
2 - Номинальное давление (PN), кгс/см2;
3 - Количество подключаемых скважин (N), шт.;
4 - Максимальный дебит жидкости по скважине (Q), м3/сут.;
5 - Расположение входных трубопроводов установки от скважин 1-2-х стороннее (1, 2);
6 - Наличие антикоррозионной защиты (К1, К2, К3, К4);
7 - Климатическое исполнение по ГОСТ 15150 (УХЛ1, ХЛ1, У1);
8 - Наличие блока контроля и управления (А);
9 - Сейсмичность района размещения оборудования (С0).
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) установок реализовано в расходомере многофазном, входящем в состав установки, и обеспечивает реализацию функций установок. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом влияния ПО.
Наименования ПО и идентификационные данные ПО в зависимости от применяемого расходомера многофазного приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО установок
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
Расходомер многофазный Vx 88 | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Vx Service Manager |
ПО DAFC |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
3.06 и более поздние |
1.4 и более поздние |
|
Цифровой идентификатор ПО |
для slb.vxadvisor.interfaces.dll be4e7d8e136eb4be649dd5 blfe7a99ea |
для slb.vxadvisor. engine.dll 4dd9f05c6e1894b07ec 322f3f205e516 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD-5 (RFC-1321) |
MD-5 (RFC-1321) |
|
Расходомер многофазный Vx Spectra | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
DAFC MK4 | |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
Не ниже 4.5 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
Не применяется | |
|
Расходомер многофазный Урал-МР | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Libflow | |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
не ниже 1.1 | |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B543 | |
|
Другие идентификационные данные |
CRC-16 | |
|
Расходомер многофазный Roxar MPFM 2600 | ||
|
Идентификационное наименование ПО |
Sensor software | |
Продолжение таблицы 1
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
не ниже 2.05.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
не применяется |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблицах 2 и 3.
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики установок при применении различных модификаций расходомеров многофазных
|
Наименование характеристики |
Значение | ||
|
Диапазон измерений массового расхода жидкости в составе нефтегазоводяной смеси*, т/ч |
от 0,042 до 662,4 | ||
|
Диапазон измерений объемного расхода газа в рабочих условиях в составе нефтегазоводяной смеси*, м3/ч |
от 0,42 до 2950 | ||
|
Расходомеры многофазные Vx Spectra | |||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (жидкости в составе многофазного потока), % |
± 2,5 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе многофазного потока, % |
± 5,0 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды и попутного нефтяного газа, пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % |
при содержании объемной доли воды в сырой нефти: - от 0 до 80 % - от 80 до 95 % - свыше 95 % |
± 6,0 ± 15,0 не нормируется | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода газожидкостной смеси, % |
± 1,0 | ||
|
Пределы абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %, в диа пазоне содержания объемной доли газа от 0 до 100 % |
± 1,0 | ||
|
Расходомеры многофазные Vx | |||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
± 2,5 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объ емного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, % |
± 5,0 | ||
|
Пределы допускаемой относительной по грешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % |
при содержании объемной доли воды в сырой нефти: - от 0 до 70 % - от 70 до 95 % - от 95 до 98 % |
± 6,0 ± 15,0 в соответствии с методикой измерений | |
Продолжение таблицы 2
|
Наименование характеристики |
Значение | |
|
Расходомеры многофазные Vx88 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % |
± 2,5 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объ емного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, % |
± 5,0 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % |
при содержании объемной доли воды в сырой нефти: - от 0 до 70 % - от 70 до 95 % |
± 6,0 ± 15,0 |
|
Расходомеры многофазные Урал-МР | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости, % |
± 2,5 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным условиям, % |
± 5,0 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды в скважинной жидкости, % |
при содержании объемной доли воды в скважинной жидкости: - от 0 до 70 % - от 70 до 95 % - свыше 95 % |
± 6,0 ± 15,0 по методике измерений |
|
Расходомеры многофазные Roxar MPFM 2600 | ||
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, % |
± 2,5 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
± 5,0 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, % |
при содержании объемной доли воды в скважинной жидкости: - от 0 до 70 % - от 70 до 95 % - свыше 95 % |
± 6,0 ± 15,0 не нормируется |
|
* - действительный диапазон измерений расхода жидкости и газа зависит от исполнения установки и от типа расходомера многофазного | ||
Т аблица 3 - Основные технические характеристики установки
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь |
|
Объемное содержание воды в нефтегазоводяной смеси, % |
от 0 до 100 |
|
Объемное содержание свободного нефтяного газа в нефтегазоводяной смеси, % |
от 0 до 100 |
Продолжение таблицы 3
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон давления измеряемой среды, МПа, не более |
34,5* |
|
Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от -46 до +150* |
|
Содержание сероводорода, объемная доля, %, не более |
2* |
|
Содержание парафина, объемная доля, %, не более |
7* |
|
Содержание механических примесей, мг/л, не более |
2000* |
|
Параметры электрического питания*: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Г ц |
380±38 (трехфазное), 220±22 (однофазное) 50±1 |
|
Потребляемая мощность, Вт, не менее |
30 |
|
Габаритные размеры Д*Ш*В, м, не менее |
3,0*1,6*3,2* |
|
Масса, кг, не менее |
2000* |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - относительная влажность, %, не более |
от -45 до +45 100 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
20 |
|
Режим работы |
непрерывный |
|
* - конкретное значение указано в паспорте установки | |
Знак утверждения типа
наносится на металлические таблички, укрепленные на корпусе установок, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Комплектность
Комплектность установок приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность установки
|
Наименование |
Кол-во |
Примечание |
|
Установка измерительная ПРИЗМА-МФР |
1 экз. |
В соответствии с заказом |
|
Комплект эксплуатационных документов: - руководство по эксплуатации «Установка измерительная ПРИЗМА-МФР»; - паспорт «Установка измерительная «ПРИЗМА-МФР» |
1 экз. 1 экз. |
206/21/1-01-РЭ 206/21/1-01-ПС1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса жидкости и объем газа в составе газожидкостной смеси. Методика измерений с применением установок измерительных «ПРИЗМА-МФР». Свидетельство об аттестации № 01.00257 - 2013/3409-22 от 20.04.2022 г.
Нормативные документы
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ПНСТ 360-2019 Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования;
ГОСТ Р 8.1004-2021 ГСИ. Системы измерений количества и параметров нефти и нефтегазоводяной смеси и измерительные установки. Метрологические требования;
ГОСТ 8.637- 2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
ТУ 28.99.39.190-016-40947531-2022 Установки измерительные ПРИЗМА-МФР. Технические условия.
Смотрите также
