Расходомеры многофазные AGAR MPFM. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Расходомеры многофазные AGAR MPFM

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 6
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Расходомеры многофазные AGAR MPFM (далее - расходомеры многофазные) предназначены для измерений расхода нефтегазоводяной смеси с различной структурой потока без предварительной сепарации и выдачи информации в реальном масштабе времени.

Описание

Расходомеры многофазные AGAR MPFM производятся в следующих модификациях: серии MPFM-50 (модели 50), серии MPFM-300 (модели 300, 301, 302, 303), серии MPFM-400 (модели 401, 402, 404, 408, 408Е, 409, 410).

Расходомеры многофазные применяются на станциях подготовки нефти для учета количества сырой нефти, сырой нефти без учета воды, воды и газа, а также на нефтяных скважинах для оперативного учета и автоматического регулирования режимов работы глубинных насосов.

Расходомеры многофазные производят измерения расхода компонентов нефтегазоводяной смеси в трубопроводе без сепарации.

Расходомеры многофазные могут быть использованы для измерений нефтегазоводяной смеси с любой структурой потока (пузырьковой, наслоенной, волнистой, пробковой, частично кусочной и кольцевой). При этом не требуются предварительных данных о ее свойствах, таких как скорость потока.

Принцип действия расходомеров многофазных основан на использовании комбинации измерителя объемного расхода, трубы Вентури, влагомера и счетчика газа (в зависимости от модели).

Расходомеры многофазные построены на базе измерительного устройства серии MPFM-300, который состоит из объемного счетчика жидкости, трубы Вентури, влагомера нефти и вычислительного модуля. Это позволяет использовать его для измерений нефтегазоводяной смеси с объемным содержанием воды до 100% и газа до 97%.

Для измерений нефтегазоводяной смеси с более высоким содержанием газа к секции MPFM-300 дополнительно добавляются две подсистемы: динамический отклонитель жидкости (FFD)™ и газовый расходомер. Полностью такая система называется MPFM-400.

В модели MPFM-408 нефтегазоводяная смесь последовательно проходит через пять подсистем: отклонитель потока FFD, два счетчика Вентури, счетчик газа, измеритель объемного расхода, влагомер OW-201 и систему анализа данных (DAS). Эта модель применяется для измерений нефтегазоводяной смеси с объемным содержанием воды 0-100% и объемным содержанием газа 0-90%. Для нефтегазоводяных смесей с объемным содержанием газа более 90%, к MPFM-408 добавляется система байпасного отвода газа, оснащенная еще одним счетчиком газа. Такая система называется MPFM-409.

Расходомеры многофазные модели MPFM-50 могут применяться на любых скважинах с объемным содержанием газа в потоке 0-100%, с любой структурой потока и любым содержанием воды.

Для измерений диэлектрических свойств нефтегазоводяной смеси в составе расходомера многофазного используются влагомеры OW-201, определяющие относительное содержание воды в нефти, выраженное в объемных процентах. Они состоят из двух датчиков: микроволнового, работающего на частоте 2 ГГц и диэлькометрического, использующего частоту 4 МГц. Второй датчик, более чувствительный к проводимости постоянной фазы потока, используется для определения содержания воды. Оставшаяся часть воды в движущемся потоке определяется с помощью микроволнового приемо-передатчика.

Электрические сигналы, снимаемые с датчиков температуры, объемного расхода, трубы Вентури и влагомера, поступают на вычислительный модуль, с помощью которого рассчитываются все параметры потока. Расчет проводится в метрической системе единиц.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее - ПО) является встроенным и метрологически значимым. ПО защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой парольной защиты. Дополнительно конструкцией расходомера многофазного предусмотрено ограничение доступа к интерфейсам ПО методом пломбирования отдельных элементов расходомера многофазного. Примененные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, удаления и иных преднамеренных изменений ПО и измеренных данных, а также изменения или удаления измерительной информации ПО в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий.

Идентификационные данные ПО приведены таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационное наименование ПО

Значение

Идентификационное наименование ПО

AGAR DAS

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО

-

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «среднему» уровню в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диапазон измерений объемного расхода сырой нефти, м /ч

от 1 до 1000

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч

от 0,7 до 850

Диапазон измерений объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч

от 1 до 312500

Диапазон измерений объемного расхода нефтегазоводяной смеси (при содержании газовой фазы до 97%), м3/ч

от 1 до 290000

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении объема и объемного расхода сырой нефти, %

±2,0

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении массы и массового расхода сырой нефти, %

±2,5

Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, %, равны при объемной доле воды в сырой нефти:

-    до 70%

-    от 70 до 95%

±6,0

±15,0

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %

±5,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Диаметр условного прохода, мм

от 50 до 500

Показания дисплея встроенного компьютера

Температура, давление, вла-госодержание, расход компонентов нефтегазоводяной смеси, суммарный поток

Выходные сигналы аналоговые, мА

импульсные, В

5х4-20

(во

да/нефть/газ/температура/да

вление)

0-5

(вода/нефть/газ)

Коммуникационный порт связи

RS485/RS232

Протокол интерфейса

MODBUS

Напряжение питания Переменный ток, В Постоянный ток, В

110/220/240

12/24

Потребляемая мощность, Вт, не более

70

Г абаритные размеры, мм, не более

Ду 50

760х510х1270

Наименование характеристики

Значение характеристики

Ду 80

860х670х1820

Измерительный модуль MPFM-50

76х52х127

Масса, кг

от 200 до 2500

Средняя наработка на отказ, ч

131400

Средний срок службы, лет

15

Таблица 4 - Климатические условия эксплуатации расходомера многофазного.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Температура окружающего воздуха, °С

от -40 до +80

Таблица 5 - Рабочая среда - продукция нефтяных скважин с параметрами.

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефтегазоводяная смесь

Давление измеряемой среды, МПа, не более

69

Температура измеряемой среды, °С

от -20 до +232

Вязкость измеряемой среды, сП

от 0,1 до 2000

Плотность измеряемой среды, кг/м3

от 0,6 до 1200

Влагосодержание измеряемой среды, % объемных

от 0 до 100

Знак утверждения типа

наносится на корпус вычислительного модуля расходомера многофазного методом наклейки и в левом верхнем углу титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

1    Расходомер многофазный

2    Руководство по эксплуатации

3    Методика поверки МП 0383-9-2016

Поверка

осуществляется по документу МП 0383-9-2016 «ГСИ. Расходомеры многофазные AGAR MPFM», утвержденному ФГУП «ВНИИР» «28» марта 2016 г.

Основные средства поверки:

-    Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011;

-    эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера многофазного, с относительной погрешностью измерений массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0%, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера многофазного, 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 поверяемого расходомера многофазного, с относительной погрешностью измерений массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0%, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемого

расходомера многофазного, с относительной погрешностью измерений объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.

В случае поэлементной поверки применяют эталоны, указанные в документах на методики поверки на средства измерений, входящие в состав расходомера многофазного.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке расходомера многофазного AGAR MPFM.

Сведения о методах измерений

отсутствуют.

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

Техническая документация «AGAR CORPORATION, Inc.»

Развернуть полное описание