Назначение
Расходомеры многофазные РМФ (далее - расходомеры) предназначены для измерения массового расхода и массы сырой нефти, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям без предварительной сепарации измеряемой среды.
Описание
Расходомеры относятся к классу кориолисовых расходомеров и состоят из двух основных устройств: массового расходомера и виброчастотного плотномера.
Конструктивно расходомер выполнен из двух одинаковых кольцеобразных трубчатых резонаторов, которые образуют с магнитоэлектрическим приводом электромеханическую колебательную систему с распределёнными параметрами, работающую на частоте механического резонанса.
Сырая нефть в расходомере проходит через диспергатор, после чего в виде гетерогенной смеси (смесь жидкой и газовой фаз), протекает через оба резонатора, создавая в них равенство температур, давлений и объёмных концентраций фаз. Массовый расход сырой нефти вычисляется по измерению фазового сдвига между сигналами с датчиков скорости. Плотность сырой нефти вычисляется по периоду сигнала с магнитоэлектрических датчиков скорости на резонансной частоте системы.
Для определения температуры и давления измеряемой среды дополнительно установлены датчики давления и температуры.
Измеренные значения массового расхода, плотности, давления и температуры сырой нефти поступают в шкаф управления, где вычислительный контроллер производит окончательную обработку результатов измерений.
Рисунок 1 - Общий вид расходомера многофазного РМФ
Условное обозначение расходомеров в зависимости от максимального измеряемого расхода и рабочего давления:
РМФ - ХХХ - ХХ 1 2 3
где: 1 - тип расходомера;
2 - максимальный измеряемый расход, т/сут, (100, 200, 400, 800 и 1500)
3 - рабочее давление, МПа, (4,0 или 6,3)
Программное обеспечение
Данные, полученные при измерениях, обрабатываются с помощью программного обеспечения (далее - ПО), в котором реализованы алгоритмы совместного решения уравнений, содержащих искомые и измеренные физические величины. ПО так же обеспечивает сбор, учет, хранение и передачу информации о количестве извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа и их параметров. Шкаф управления состоит из вычислителя (на базе промышленного ПК) и сенсорной ЖК панели.
Идентификационные данные ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | RMF |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | - |
Уровень защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Изменение конфигурации вычислительного контроллера, программного обеспечения осуществляется только с помощью флэш-карты (CF card) и с использованием файлов специализированного формата, доступ к которым имеется только у обслуживающего персонала.
Пломбирование на предприятии-изготовителе осуществляется путем нанесения пломб или наклеек в места, указанные стрелками (Рисунок 2).
Технические характеристики
Таблица 2 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон измерений массового расхода нефтегазоводяной смеси (сырой нефти), т/сут | от 2 до 1500 |
| Диапазон измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут | от 5 до 50000 |
| Напряжение питания от сети переменного тока, В | 220 -23 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 200 |
| Степень защиты, обеспечиваемая оболочкой | IP65 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Степень взрывозащиты | 1Ex d mb IIB T6 Gb |
| Г абаритные размеры (Д х Ш х В), мм, не более | 1880х690х1650 |
| Масса, кг | от 200 до 350 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 40000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 20 |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики*
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти 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 погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±5 |
| * Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке. |
Таблица 4 - Условия эксплуатации
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Температура окружающего воздуха, °С | от +5 до +50 |
| Влажность окружающего воздуха, % | от 30 до 80 |
| Атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
Таблица 5 - Рабочая среда - продукция нефтяных скважин (нефтегазоводяная смесь) с параметрами_
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Рабочее давление, МПа (кгс/см2), не более | 6,3 (63) |
| Температура рабочей среды, °С | от +5 до +90 |
| Плотность сырой нефти, кг/м3 | от 700 до 1200 |
| Обводненность сырой нефти, %, не более | 99 |
| Кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °C, сСт, не более | 150 |
| Г азовый фактор в стандартных условиях, м3/т, не более | 150 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы паспорта и руководства по эксплуатации типографическим методом.
Комплектность
| Таблица 6 - Комплект поставки расходомеров многофазных Р | МФ |
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Расходомер многофазный РМФ, включая: | 1 шт. | Модификация по заказу потребителя |
| Датчик давления | 2 шт. | |
| Датчик температуры | 2 шт. | |
| Наименование | Кол-во | Примечание |
| Байпасная линия | 1 шт. | |
| Шкаф управления | 1 шт. | |
| Паспорт РМФ.00.000 ПС | 1 шт. | |
| Руководство по эксплуатации РМФ.00.000 РЭ | 1 шт. | |
| Методика поверки МП 0545-9-2017 | 1 шт. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 0545-9-2017 «Инструкция. ГСИ. Расходомеры многофазные РМФ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 24 марта 2017 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 %;
- рабочие эталоны 1-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 ± 0,5 до ± 1,0 %, 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 ± 1,0 % до ± 1,5 %;
- рабочие 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 ± 3,0 до ± 5,0 %.
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
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
многофазным РМФ
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
ТУ 3667-022-49652808-2015 Расходомеры многофазные РМФ. Технические условия
67947-17: Методика поверки МП 0545-9-2017Скачать4.6 Мб
