Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Расходомеры многофазные Pietro Fiorentini, ГРСИ 74242-19
Номер госреестра:
74242-19
Наименование СИ:
Расходомеры многофазные
Обозначение типа:
Pietro Fiorentini
Производитель:
Фирма "Pietro Fiorentini S.p.A.", Италия
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
01.03.2024
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 73078
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Расходомеры многофазные Pietro Fiorentini
Назначение средства измерений
Расходомеры многофазные Pietro Fiorentini (далее – расходомеры) предназначены для
непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы скважинной жидко-
сти, нефти и воды, а так же объемного расхода и объема попутного нефтяного газа в составе
нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси без предварительной сепарации многофазного
потока.
Описание средства измерений
Расходомеры имеют модульную конструкцию. В общем случае применяются следующие
модули: модуль перепада давления, модуль гамма-плотномера, модуль импеданса, модуль ско-
рости потока, модуль NIR.
Модуль перепада давления состоит из трубки Вентури, изготовленной в соответствии с
ISO 5167-4:2003 и многопараметрического преобразователя давления, перепада давления и
температуры потока. Модуль перепада давления служит для определения общего объемного
или массового расхода многофазного потока нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси.
Данный модуль присутствует во всех исполнениях расходомеров. Стандартные значения коэф-
фициента
b
трубок Вентури находится в диапазоне от 0,5 до 0,8.
Для измерения давления, перепада давления на трубке Вентури и температуры в расхо-
домерах используются измерительные преобразователи давления, температуры и перепада дав-
ления.
Модуль гамма-плотномера включает в себя высокоскоростной гамма-плотномер, слу-
жащий для прямых динамических измерений плотности измеряемой среды и для косвенных
измерений объемной доли газовой фазы в потоке измеряемой среды с использованием закона де
Пира. Частота измерений плотности составляет 125 Гц, что позволяет отслеживать изменения
плотности измеряемой среды, вызванные изменением содержания свободной газовой фазы в
потоке в реальном времени.
Модуль импеданса представляет собой серию пар электродов, установленных последо-
вательно по потоку, служащих для измерения электрической емкости и электрической прово-
димости. В случае, если жидкая фаза измеряемого многофазного потока является водонефтяной
эмульсией, модуль импеданса выполняет измерения электрической проводимости среды. В
случае, если жидкая фаза измеряемого многофазного потока является нефтеводяной эмульсией,
модуль импеданса выполняет измерения электрической емкости измеряемой среды. На основе
измеренных значений проводимости или емкости рассчитывается объемная доля воды и газа в
потоке измеряемой среды. Переключение между режимами измерений емкости и проводимости
происходит автоматически. Частота сбора данных с модуля импеданса составляет 125 Гц.
Так же, на основе сдвига по времени сигнала между парами датчиков, установленных
последовательно, методом кросс-корреляции измеряется скорость потока измеряемой среды.
Модуль скорости потока состоит из серии пьезоэлементов, установленных в трубе рас-
ходомера, при помощи которых по изменению давления определяется скорость потока. Изме-
нение давления вызвано движением гидродинамических возмущений в потоке – различных
вихрей и турбулентностей. По задержке сигнала от двух последовательно установленных пье-
зоэлементов методом кросс-корреляции определяется скорость потока.
Модуль NIR является оптическим преобразователем содержания воды в измеряемой
среде. Технология работы модуля NIR основана на принципе дифференциальной оптической
абсорбционной спектроскопии.
Лист № 2
Всего листов 9
Расходомеры выпускаются в исполнениях: Flowatch 3i, Flowatch HS, Xtreme S, Xtreme
HS, Xtreme SHS, Totem и Totem HS. Исполнения отличаются составом модулей, входящих в со-
став расходомера. Информация о модулях, входящих в состав исполнений расходомеров, при-
ведена в таблице 1.
Таблица 1 - Информация о модулях, используемых в расходомерах различных исполнений
ИсполнениеМодульМодульГамма-МодульМодуль NIR*
перепадаимпедансаплотномерскорости*
Flowatch 3iДа Да Нет НетНет
Flowatch HSДа Да Да НетНет
Xtreme SДа Нет Нет ДаДа
Xtreme HSДа Нет Да НетДа
Xtreme SHSДа Нет Да ДаДа
TotemДа Да Нет ДаДа
Totem HSДа Да Да ДаДа
Примечание: модуль скорости и модуль NIR являются опциональными модулями для всех
исполнений, кроме исполнения Totem, куда они входят по умолчанию.
Расходомеры могут поставляться в подогреваемом теплоизолированном блок-боксе или
в комплекте с солнцезащитным навесом. Фотографии общего вида расходомеров приведены на
рисунке 1, места пломбирования показаны на рисунке 2.
Рисунок 1 - Общий вид расходомера, и расходомера, смонтированного вместе с компь-
ютером потока на единой раме
Лист № 3
Всего листов 9
Рисунок 2 - Место пломбирования расходомеров
Программное обеспечение
Программное обеспечение расходомеров реализовано в компьютере потока, являющемся
программируемым вычислительным устройством, и выполняет функции опроса первичных
преобразователей давления, перепада давления, температуры и остальных модулей расходоме-
ра и преобразовании полученных от них сигналов.
На основании полученных от модулей расходомера данных рассчитываются выходные
параметры – масса и массовый расход скважинной жидкости, масса и массовый расход нефти,
объем и объемный расход попутного нефтяного газа.
Приведение измеренных величин к стандартным условиям осуществляется с применени-
ем PVT зависимостей, реализованных в программном обеспечении расходомера.
Связь между компьютером потока и первичными преобразователями расходомера осу-
ществляется по протоколам HART и RS422. Связь между компьютером потока и SCADA-
системой верхнего уровня может быть осуществлена по протоколам RS485/422 или RS232.
Связь между компьютером потока и персональным компьютером может быть осуществлена по
протоколам Ethernet и TCP/IP.
Компьютер потока может быть смонтирован как вместе с расходомером на одной раме,
так и отдельно от него.
Сведения об идентификационных данных программного обеспечения расходомеров
приведена в таблице 2.
Таблица 2. Идентификационные данные программного обеспечения.
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОFlowCalc
Номер версии (идентификационный номер) ПО Не ниже 36130
Цифровой идентификатор ПО Не применяется
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в
целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Лист № 4
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Основные метрологические характеристики расходомеров приведены в таблицах 3 - 9.
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики расходомеров всех исполнений
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти в составе нефтегазо-от 0 до 5000*
водяной смеси, т/ч
Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в со-от 0 до 9500*
ставе нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, м
3
/ч
Диапазон приведенной к стандартным условиям плотности измеряемойот 0,5 до 3000
среды кг/м
3
Диапазон объемного содержания свободного газа в измеряемой среде, % от 0 до 100
Диапазон объемного влагосодержания сырой нефти, % от 0 до 100
Примечание: *приведен общий для всей линейки расходомеров диапазон измерений.
Лист № 5
Всего листов 9
Flowatch 3iFlowatch HS
± 5,0 ±2,5
± 10,0± 5,0
± 10,0± 6,0
± 15,0 ± 15,0
не нормируется
от 0 до 90
Таблица 4 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнений Flowatch 3i и Flowatch HS
Наименование характеристики
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведен-
ного к стандартным условиям, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, %
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 70 %
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 до 95 %
- при содержании объемной доли воды свыше 95 %
Рекомендуемый диапазон объемного содержания свободного газа в потоке измеряемой среды (GVF), %
Примечание: *приведен общий для всей линейки расходомеров диапазон измерений.
свыше 99
не нормируется
Таблица 5 – Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Totem
Наименование характеристикиЗначение
Рекомендуемый диапазон GVF, %от 0 до 90от 90 до 95от 95 до 97от 97 до 99
Пределы допускаемой относительной ± 5,0 ± 10,0 ± 12,0 ±18,0
погрешности измерений массы сырой
нефти, %
Пределы допускаемой относительной± 10,0± 4,0
погрешности измерений объема попут-
ного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, %
- при содержании объемной доли воды в± 10,0не нормируется
сырой нефти от 0 до 70 %
- при содержании объемной доли воды в± 15,0не нормируется
сырой нефти от 70 до 95 %
- при содержании объемной доли водыне нормируется
свыше 95 %
Пределы допускаемой абсолютной по-не нормируется± 4,0
грешности измерений объемного влаго-
содержания сырой нефти
±5,0
Лист № 6
Всего листов 9
свыше 99
не нормируется
Таблица 6 – Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Totem HS
Наименование характеристикиЗначение
Рекомендуемый диапазон GVF, %от 0 до 90от 90 до 95от 95 до 97от 97 до 99
Пределы допускаемой относительной ± 2,5 ± 5,0 ± 10,0 ±15,0
погрешности измерений массы сырой
нефти, %
Пределы допускаемой относительной± 5,0± 2,0
погрешности измерений объема попут-
ного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, %
- при содержании объемной доли воды в± 6,0не нормируется
сырой нефти от 0 до 70 %
- при содержании объемной доли воды в± 15,0не нормируется
сырой нефти от 70 до 95 %
- при содержании объемной доли водыне нормируется
свыше 95 %
Пределы допускаемой абсолютной по-не нормируется± 4,0
грешности измерений объемного влаго-
содержания сырой нефти
±5,0
от 97 до 99
±15,0
свыше 99
не нормируется
Таблица 7 – Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme SHS
Наименование характеристикиЗначение
Рекомендуемый диапазон GVF, % от 90 до 95 от 95 до 97
Пределы допускаемой относительной±5,0±10,0
погрешности измерений массы сырой
нефти, %
Пределы допускаемой относительной±2,0
погрешности измерений объема попут-
ного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям, %
Пределы допускаемой абсолютной по-±4,0
грешности измерений объемного влаго-
содержания сырой нефти
±5,0
Лист № 7
Всего листов 9
от 97 до 99
±18,0
свыше 99
не нормируется
Таблица 8 – Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme S
Наименование характеристикиЗначение
Рекомендуемый диапазон GVF, % от 90 до 95 от 95 до 97
Пределы допускаемой относительной±10,0±12,0
погрешности измерений массы сырой
нефти, %
Пределы допускаемой относительной±4,0
погрешности измерений объема попут-
ного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям, %
Пределы допускаемой абсолютной по-±4,0
грешности измерений объемного влаго-
содержания сырой нефти
±5,0
от 97 до 99
±15,0
свыше 99
не нормируется
Таблица 9 – Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme HS
Наименование характеристикиЗначение
Рекомендуемый диапазон GVF, % от 90 до 95 от 95 до 97
Пределы допускаемой относительной± 5,0± 10,0
погрешности измерений массы сырой
нефти, %
Пределы допускаемой относительной± 4,0
погрешности измерений объема попут-
ного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям, %
Пределы допускаемой абсолютной по-± 4,0
грешности измерений объемного влаго-
содержания сырой нефти
±5,0
Лист № 8
Всего листов 9
Основные технические характеристики расходомеров и параметры измеряемой среды при-
ведены в таблице 10.
Таблица 10 - Основные технические характеристики расходомеров и параметры измеряемой среды
Наименование характеристикиЗначение
Измеряемая средаНефтегазоводяная смесь, газо-
конденсатная смесь
Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более34,5
Диапазон температур измеряемой среды, ºС от -29 до +120
Диапазон температуры окружающей среды, ºС от -55 до +80*
Кинематическая вязкость измеряемой среды, сСт, не более не нормируется
Средний срок службы, лет: 35
Наработка на отказ, ч 285700
Параметры электропитания расходомеров
Род токаПостоянный/Переменный
Частота переменного тока, Гц от 50 до 60
Напряжение, В: 24 (постоянный ток)
от 110 до 120 (переменный ток)
от 220 до 230 (переменный ток)
Потребляемая мощность, кВ∙А, не более0,01
Примечание* Притемпературеокружающей средыниже-20 ° C расходомердолжен быть уста-
новлен внутри подогреваемого блок-бокса. Еслитемпература поверхности расходомеравыше+70
° C из-за солнечногоизлучения, расходомердолженбыть снабжен солнцезащитнымнавесом.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность средства измерений приведена в таблице 11.
Согласно контрак-
ту на поставку
Количество
Таблица 11 – Комплектность средства измерений.
НаименованиеОбозначение
Расходомер многофазный Pietro
Fiorentini
Комплект монтажных частей
Комплект ЗИП
Руководство по эксплуатации
Методика поверкиМП 0731-9-2018
1 экз.
1 экз.
Комплект поставки расходомеров может дополняться по условиям контракта на поставку.
Поверка
осуществляется по документу МП 0731-9-2018 «ГСИ. Инструкция. Расходомеры многофазные
Pietro Fiorentini. Методика поверки», утвержденному ФГУП ВНИИР 17.05.2018 г.
Основные средства поверки:
-
Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожид-
костных смесей ГЭТ – 195-2011, диапазон воспроизведения массового расхода газожидкостной
смеси от 2 до 100 т/ч, диапазон воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стан-
дартным условиям от 0,1 до 250 м
3
/ч, расширенная неопределенность (при коэффициенте охва-та
k = 2) воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси 0,46 %, объемного расхода
газа, приведенного к стандартным условиям 0,38 %;
Лист № 9
Всего листов 9
-
эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого
массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяе-
мого счетчика, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси
от 0,5% до 1.0 %;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
отсутствуют.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования расходомерам
многофазным Pietro Fiorentini
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений мас-
сового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества, извлекаемых из недр нефти и нефтяно-
го газа. Общие метрологические и технические требования
Техническая документация фирмы изготовителя
Изготовитель
Pietro Fiorentini S.p.A., Италия
Адрес: 36057 Arcugnano (VI), Via E. Fermi, 8/10 ()
Телефон: +39 02 696 14 21
Факс: +39 02 688 04 57
E-mail:
Web-сайт:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Телефон: +7 (843) 272-70-62, факс: +7 (843) 272-00-32
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 17669-04 | Счетчики-расходомеры | Admag (мод. AE, AM, AXF, CA, SE) | Фирма "Yokogawa Electric Corporation", Япония, Китай | 4 года | Перейти |
| 32246-06 | Расходомеры электромагнитные | Метран-370 | ЗАО "Промышленная группа "Метран", г.Челябинск | 2 года | Перейти |
| 58527-14 | Расходомеры-счетчики электромагнитные | МераПрибор мод. МПР-100, МПР-200, МПР-300, МПР-380, МПР-400 | Завод "Merapribor Manufacturing Co., Ltd.", Чехия | 4 года | Перейти |
| 23463-02 | Расходомеры-счетчики | Омега-Р | ЗАО НПП "Омега-Сенсор", г.Москва | 3 года | Перейти |
| 40205-08 | Расходомеры-счетчики жидкости ультразвуковые накладные | DYNAMETERS, мод. DMTFB, DMTFH, DMTFP | Компания "Shanghai DynaMeters Co., Ltd.", Китай | 2 года | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений