| Номер в госреестре | 65061-16 |
| Наименование СИ | Расходомеры многофазные |
| Обозначение типа СИ | AGAR MPFM, серии MPFM-50, MPFM-300 (300, 301, 302, 303), MPFM-400 (401, 402, 404, 408, 408Е, 409, 410) |
| Изготовитель | "AGAR Corporation, Inc.", США |
| Год регистрации | 2016 |
| Срок свидетельства | 09.09.2026 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Стоимость поверки | Узнать стоимость |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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 (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».
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 |
наносится на корпус вычислительного модуля расходомера многофазного методом наклейки и в левом верхнем углу титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
1 Расходомер многофазный
2 Руководство по эксплуатации
3 Методика поверки МП 0383-9-2016
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.
отсутствуют.
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.»
| Зарегистрировано поверок | 7 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
