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 многофазных потоков MPFM 1900 VI, ГРСИ 75264-19
Номер госреестра:
75264-19
Наименование СИ:
Расходомеры многофазных потоков
Обозначение типа:
MPFM 1900 VI
Производитель:
Фирма "Roxar Flow Measurement AS", Норвегия
Межповерочный интервал:
1 год
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
на 4 шт. с зав.№ 1216.05, 1133.04, 1308.19, 1611.68
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 74129
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI
Назначение средства измерений
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (далее по тексту – расходомеры)
предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе неф-
тегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды
в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтя-
ного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси.
Описание средства измерений
В основе принципа работы расходомера trial использование различий в физических
свойствахкомпонентизмеряемойсреды,вчастности,значенийдиэлектрической
проницаемости, электропроводности и плотности.
В расходомере реализованы отдельные функции определения состава и скорости
измеряемой среды.
При определении состава многофазного потока измеряется импеданс, включающий
электрическую ёмкость и проводимость, а также давление и температура.
Определение скорости выполняется trial из двух методов в зависимости от содержа-
ния объемной доли газа: корреляционным или с помощью трубы Вентури. Выбор метода
осуществляется автоматически.
При конфигурировании в расходомер заносят информацию о следующих свойствах
измеряемой среды – плотности нефти/воды/газа, диэлектрической проницаемости нефти,
электропроводности и солености воды, таблицы PVT-свойств нефти.
Для измерений плотности многофазного потока измеряемой среды расходомер оснащен
гамма-плотномером.
Расходомер состоит из следующих основных частей:
– первый измерительный участок, включающий в себя:
а) датчики диэлектрической проницаемости среды;
б) датчики удельной электропроводности среды;
в) преобразователь плотности (гамма-плотномер);
– второй измерительный участок с расходомерной трубой Вентури и преобразователем
дифференциального давления;
– датчики температуры Rosemont 644 (номер в Госреестре 63889-16) и преобразователи
давления измерительные 3051 (номер в Госреестре 14061-10) моделей TG и CD;
– встроенный компьютер потока, который получает и обрабатывает сигналы, поступаю-
щие от первичных датчиков, и выполняет вычисления необходимые для нахождения расхода;
– персональный компьютер с установленным программным обеспечением MPFM 1900
Service Console, обеспечивающим отображение результатов измерений и данных о состоянии
потока.
Процесс измерений происходит следующим образом:
Многофазный поток непрерывно протекает через расходомер. Датчики расходомера из-
меряют диэлектрическую проницаемость смеси, либо, при объемном содержании воды более
60%, удельную электропроводность смеси. Преобразователь плотности измеряет суммарную
плотность смеси. Компьютер потока, используя хранящуюся в его памяти информацию о ди-
электрической проницаемости, удельной электропроводности и плотности воды, нефти и газа,
вычисляет объемное содержание каждого из компонентов смеси.
Лист № 2
Всего листов 6
Для измерений скорости компонентов смеси используется метод взаимной корреляции
сигналов двух пар электродов – малых и больших. Пара больших электродов используется для
измерений скорости свободного газа, пара малых электродов – скорости диспергированного га-
за, соответствующей скорости жидкости. Сигналы первого и второго электродов каждой пары
подобны по форме, но имеют сдвиг во времени. Компьютер потока измеряет время сдвига и
вычисляет скорости движений каждой из фаз потока.
Расходомерная труба Вентури применяется для измерений расхода среды со значениями
объемной доли свободного газа более 85 %.
Рисунок 1 – Фотография общего вида многофазного расходомера MPFM 1900
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбировани-
ем наклейками (либо свинцовыми или иными пломбами) корпуса компьютера потока (рис. 2), а
также выходов интерфейсов преобразователей на датчиках давления и дифференциального
давления.
Рисунок 2 - Пломбирование компьютера потока
Так же пломбированию подвергается защитный контейнер с радиоактивным источником
(рис. 3). На каждую замерную установку заполняется журнал учета пломб и совместно с комис-
сией один раз в 6 месяцев, либо при смене или ремонте заполняется ответственным лицом.
Лист № 3
Всего листов 6
Рисунок 3 - Пломбирование защитного контейнера
Программное обеспечение
Метрологически значимое программное обеспечение реализовано во встроенном ком-
пьютере потока.
Данные, полученные от первичных датчиков, обрабатываются с помощью ПО Service
Console (Topside) версии не ниже 4.02.02, реализующего алгоритмы совместного решения урав-
нений, содержащих искомые и измеренные физические величины, результаты вычислений в
виде значений расходов и количества отдельных компонентов, а также их динамики, представ-
ляются на локальном дисплее в табличном и графическом виде. Идентификационные данные
ПО указаны в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО расходомера
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО (CRC32)
Topside
не ниже 4.02.02
3453945A
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует
уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 – 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в
целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические характеристики
Наименование характеристики
Значение
характеристики
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч
от 0,24 до 2500
Пределы допускаемой основной
*
относительной погрешности измере-
ний массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефте-
газоводяной смеси, %
± 2,5
Лист № 4
Всего листов 6
Наименование характеристикиЗначение
характеристики
Пределы допускаемой основной
*
относительной погрешности измере-
ний массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы
воды в составе нефтегазоводяной смеси, %:
- при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси± 6,0
не более 70%
- при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси± 15,0
от 70% до 95%
- при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смесине нормируется
свыше 95%
Диапазон измерений объемного расхода свободного попутногоот 2 до 15200
нефтяного газа при стандартных условиях, м
3
/ч
Пределы допускаемой основной
*
относительной погрешности измере-
± 5,0
ний объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа,
приведенного к стандартным условиям, %
*
погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах
аттестованных в установленном порядке
Измеряемая среда
от 0 до 100
от 0 до 90
от 600 до 1200
Диапазон скорости рабочей среды, м/с
а) при значениях объемной доли свободного попутного неф-
тяного газа в рабочей среде меньших 30 %
а) при значениях объемной доли свободного попутного неф-
тяного газа в рабочей среде больших 30 %
от 1,5 до 15
от 3,5 до 35
Диапазон температуры окружающего воздуха °С
Таблица 3 – Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Значение
характеристики
Нефть, вода и газ в соста-
ве нефтегазоводяной сме-
си
43/25,8
Типоразмер/внутренний диаметр, мм/мм
Диапазон объемной доли воды в рабочей среде, %
Диапазон объемной доли свободного попутного нефтяного
газа в рабочей среде, %
Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м
3
Давление рабочей среды, МПа, не более
Диапазон температуры рабочей среды, °С
69,0
от 0 до 150
от -20 до +60
(от +40 до +60)*
постоянный, переменный
24±5
от 110 до 240
от 50 до 60
35
от 1000 до 2200
от 40 до 300
от 400 до 2000
Параметры электрического питания:
Род тока
Напряжение постоянного тока, В
Напряжение переменного тока, В
Частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, Вт, не более
Монтажная длина, мм
Внутренний диаметр, мм
Масса, кг
* При применении теплоизоляции.
Лист № 5
Всего листов 6
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку расходомера методом наклейки и на титульные листы
эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измерений
4
МП 0914-9-
2019
1
Обозначение
Количество
000358
000354
1
1
1
Таблица 4 – Комплектность средства измерений
Наименование
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (заво-
дские № 1216.05; 1133.04; 1308.19; 1611.68)
Техническое описание MPFM 1900 VI
MPFM 1900 VI. Инструкция по эксплуатации
MPFM 1900 VI. Функциональное описание
Инструкция. Государственная система обеспечения единства
измерений. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900
VI. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 0914-9-2019 «Инструкция. Государственная система
обеспечения единства измерений. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI.
Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 31 января 2019 г.
Основные средства поверки:
– Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
– нутромеры с диапазонами измерений 18-50 мм, 50-100 мм, 100-160 мм, 160-260 мм,
относительная неопределенность результата измерений не более ± 0,02 %;
– калибратор температуры модели АТС 156 В (регистрационный № 20262-07), диапазон
воспроизводимых температур от минус 20 ºС до 155 ºС, пределы допускаемой абсолютной по-
грешности ± 0,04 ºС;
– калибратор многофункциональный модели ASC300-R (регистрационный № 25895-09):
внешний модуль давления – нижний предел воспроизведения давления 0 бар, верхний предел
воспроизведения давления 1,03424 бар (15 psi), пределы допускаемой основной погрешности ±
0,025 % от верхнего предела измерений; внешний модуль давления – нижний предел воспроиз-
ведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускае-
мой основной погрешности ± 0,025 % от верхнего предела измерений.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке расходомера в виде оттиска
поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методиках (методах) измерений
ГСИ. Количество и параметры нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с приме-
нением расходомера многофазных потоков MPFM 1900 VI (свидетельство об аттестации мето-
дики (метода) измерений № 01.00257-2013/20709-18 от 24.12.2018).
Нормативные документы, устанавливающие требования к расходомерам многофазных
потоков MPFM 1900 VI
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 мас-
сового расхода многофазных потоков
Лист № 6
Всего листов 6
Изготовитель
Фирма «Roxar Flow Measurement AS», Норвегия
Адрес: Gamle Forusvei 17, 4033 Stavanger, Norway
Тел.: +47 51 81 8800
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Сиам Мастер» (ООО «Сиам Мастер»)
ИНН 7017043407
Адрес: 634003, г. Томск, ул. Белая, 3
Тел.: (3822) 90-00-08
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Тел.: (843) 272-70-62, факс: (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 |
| 47984-11 | Расходомеры | TSK-C150CJ1U5V0-0-S5H-0 | Фирма "Heinrichs Messtechnik GmbH", Германия | 2 года | Перейти |
| 35064-07 | Расходомеры | Ultrasonic VMC (мод. 473, 474) | Фирма "Hydrometer GmbH", Германия | 4 года | Перейти |
| 53681-13 | Расходомеры-счетчики вихревые многопараметрические | Innova-Mass модели 240 и 241 | Компания "Sierra Instruments, Inc.", США | 4 года | Перейти |
| 19731-00 | Анализаторы цифровых потоков | EPE-06 | Фирма "GN Elmi", Дания | 1 год | Перейти |
| 17669-09 | Счетчики-расходомеры электромагнитные | Admag мод. AXF, AXR, СA, SE | Фирма "Rota Yokogawa GmbH & Co. KG", Германия | 5 лет | 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