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

Расходомеры многофазные РМФ

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

Развернуть полное описание