| Номер в госреестре | 74242-19 |
| Наименование СИ | Расходомеры многофазные |
| Обозначение типа СИ | Pietro Fiorentini |
| Изготовитель | "Pietro Fiorentini S.p.A.", Италия |
| Год регистрации | 2019 |
| Срок свидетельства | 01.03.2024 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Стоимость поверки | Узнать стоимость |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Расходомеры многофазные Pietro Fiorentini (далее - расходомеры) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы скважинной жидкости, нефти и воды, а так же объемного расхода и объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной или газоконденсатной смеси без предварительной сепарации многофазного потока.
Расходомеры имеют модульную конструкцию. В общем случае применяются следующие модули: модуль перепада давления, модуль гамма-плотномера, модуль импеданса, модуль скорости 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 коэффициента р трубок Вентури находится в диапазоне от 0,5 до 0,8.
Для измерения давления, перепада давления на трубке Вентури и температуры в расходомерах используются измерительные преобразователи давления, температуры и перепада давления.
Модуль гамма-плотномера включает в себя высокоскоростной гамма-плотномер, служащий 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 последовательно по потоку, служащих для измерения электрической емкости и электрической проводимости. 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 расходомера, при помощи которых по изменению давления определяется скорость потока. Изменение давления вызвано движением гидродинамических возмущений в потоке - различных вихрей и турбулентностей. По задержке сигнала от двух последовательно установленных пьезоэлементов 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.
Расходомеры выпускаются в исполнениях: Flowatch 3i, Flowatch HS, Xtreme S, Xtreme HS, Xtreme SHS, Totem и Totem HS. Исполнения отличаются составом модулей, входящих в состав расходомера. Информация о модулях, входящих в состав исполнений расходомеров, приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Информация о модулях, используемых в расходомерах различных исполнений
| Исполнение | Модуль перепада | Модуль импеданса | Г амма-плотномер | Модуль скорости* | Модуль NIR* |
| Flowatch 3i | Да | Да | Нет | Нет | Нет |
| Flowatch HS | Да | Да | Да | Нет | Нет |
| Xtreme S | Да | Нет | Нет | Да | Да |
| Xtreme HS | Да | Нет | Да | Нет | Да |
| Xtreme SHS | Да | Нет | Да | Да | Да |
| Totem | Да | Да | Нет | Да | Да |
| Totem HS | Да | Да | Да | Да | Да |
| 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 2 - Место пломбирования расходомеров
Программное обеспечение расходомеров реализовано в компьютере потока, являющемся программируемым вычислительным устройством, и выполняет функции опроса первичных преобразователей давления, перепада давления, температуры и остальных модулей расходомера 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 применением PVT зависимостей, реализованных в программном обеспечении расходомера.
Связь между компьютером потока и первичными преобразователями расходомера осуществляется 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 ПО | FlowCalc |
| 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».
Основные метрологические характеристики расходомеров приведены в таблицах 3 - 9.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики расходомеров всех исполнений
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти в составе нефтегазоводяной смеси, т/ч | от 0 до 5000* |
| Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, м3/ч | от 0 до 9500* |
| Диапазон приведенной к стандартным условиям плотности измеряемой среды кг/м3 | от 0,5 до 3000 |
| 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. | |
| Наименование характеристики | Flowatch 3i | Flowatch HS |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 5,0 | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 10,0 | ± 5,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, % | ||
| - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 70 % | ± 10,0 | ± 6,0 |
| - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 до 95 % | ± 15,0 | ± 15,0 |
| - при содержании объемной доли воды свыше 95 % | не нормируется | |
| Рекомендуемый диапазон объемного содержания свободного газа в потоке измеряемой среды (GVF), % | от 0 до 90 | |
| Примечание: * приведен общий для всей линейки расходомеров диапазон измерений. | ||
Таблица 5 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Totem
| Наименование характеристики | Значение | ||||
| Рекомендуемый диапазон GVF, % | от 0 до 90 | от 90 до 95 | от 95 до 97 | от 97 до 99 | свыше 99 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 5,0 | ± 10,0 | ± 12,0 | ±18,0 | не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 10,0 | ± 4 | 1,0 | ||
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, % | |||||
| - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 70 % | ± 10,0 | не нормируется | |||
| - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 до 95 % | ± 15,0 | не нормируется | |||
| - при содержании объемной доли воды свыше 95 % | не нормируется | ||||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемного влаго-содержания сырой нефти | не нормируется | ± 4,0 | ±5,0 | ||
| Наименование характеристики | Значение | ||||
| Рекомендуемый диапазон GVF, % | от 0 до 90 | от 90 до 95 | от 95 до 97 | от 97 до 99 | свыше 99 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 2,5 | ± 5,0 | ± 10,0 | ±15,0 | не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5,0 | ± 2,0 | |||
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, % | |||||
| - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0 до 70 % | ± 6,0 | не нормируется | |||
| - при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70 до 95 % | ± 15,0 | не нормируется | |||
| - при содержании объемной доли воды свыше 95 % | не нормируется | ||||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемного влаго-содержания сырой нефти | не нормируется | ± 4,0 | ±5,0 | ||
Таблица 7 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme SHS
| Наименование характеристики | Значение | |||
| Рекомендуемый диапазон GVF, % | от 90 до 95 | от 95 до 97 | от 97 до 99 | свыше 99 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±5,0 | ±10,0 | ±15,0 | не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±2,0 | |||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемного влаго-содержания сырой нефти | ±4,0 | ±5,0 | ||
| Наименование характеристики | Значение | |||
| Рекомендуемый диапазон GVF, % | от 90 до 95 | от 95 до 97 | от 97 до 99 | свыше 99 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ±10,0 | ±12,0 | ±18,0 | не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±4 | ^0 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемного влаго-содержания сырой нефти | ±4,0 | ±5,0 | ||
Таблица 9 - Основные метрологические характеристики расходомеров исполнения Xtreme HS
| Наименование характеристики | Значение | |||
| Рекомендуемый диапазон GVF, % | от 90 до 95 | от 95 до 97 | от 97 до 99 | свыше 99 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, % | ± 5,0 | ± 10,0 | ±15,0 | не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 4,0 | |||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемного влаго-содержания сырой нефти | ± 4,0 | ±5,0 | ||
Таблица 10 - Основные технические характеристики расходомеров и параметры измеряемой среды
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | Нефтегазоводяная смесь, газоконденсатная смесь |
| Избыточное давление измеряемой среды, МПа, не более | 34,5 |
| Диапазон температур измеряемой среды, °С | от -29 до +120 |
| Диапазон температуры окружающей среды, °С | 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 тока | Постоянный/Переменный |
| Частота переменного тока, Г ц | 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 более | 0,01 |
| Примечание* При температуре окружающей среды ниже -20 ° C расходомер должен быть установлен внутри подогреваемого блок-бокса. Если температура поверхности расходомера выше + 70 ° C из-за солнечного излучения, расходомер должен быть снабжен солнцезащитным навесом. | |
наносится на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.
Комплектность средства измерений приведена в таблице 11.
Таблица 11 - Комплектность средства измерений.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Расходомер многофазный Pietro Fiorentini | Согласно контракту на поставку | |
| Комплект монтажных частей | ||
| Комплект ЗИП | ||
| Руководство по эксплуатации | 1 экз. | |
| Методика поверки | МП 0731-9-2018 | 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 газожидкостных смесей ГЭТ - 195-2011, диапазон воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси от 2 до 100 т/ч, диапазон воспроизведения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям от 0,1 до 250 м /ч, расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения массового расхода газожидкостной смеси 0,46 %, объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 0,38 %;
- эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемого 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.
отсутствуют.
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества, извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования Техническая документация фирмы изготовителя
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 21.11.2024 |
