| Номер в госреестре | 75264-19 |
| Наименование СИ | Расходомеры многофазных потоков |
| Обозначение типа СИ | MPFM 1900 VI |
| Изготовитель | "Roxar Flow Measurement AS", Норвегия |
| Год регистрации | 2019 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Стоимость поверки | Узнать стоимость |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (далее по тексту - расходомеры) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе нефтегазоводяной смеси.
В основе принципа работы расходомера лежит использование различий в физических свойствах компонент измеряемой среды, в частности, значений диэлектрической 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 одним из двух методов в зависимости от содержания 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, поступающие 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 измеряют 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 диэлектрической проницаемости, удельной электропроводности и плотности воды, нефти и газа, вычисляет объемное содержание каждого из компонентов смеси.
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 газа, 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 %.
Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейками (либо свинцовыми или иными пломбами) корпуса компьютера потока (рис. 2), а также выходов интерфейсов преобразователей на датчиках давления и дифференциального давления.
Так же пломбированию подвергается защитный контейнер с радиоактивным источником (рис. 3). На каждую замерную установку заполняется журнал учета пломб и совместно с комиссией один раз в 6 месяцев, либо при смене или ремонте заполняется ответственным лицом.
Метрологически значимое программное обеспечение реализовано во встроенном компьютере потока.
Данные, полученные от первичных датчиков, обрабатываются с помощью ПО Service Console (Topside) версии не ниже 4.02.02, реализующего алгоритмы совместного решения уравнений, содержащих искомые и измеренные физические величины, результаты вычислений в виде значений расходов и количества отдельных компонентов, а также их динамики, представляются 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 | Topside |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 4.02.02 |
| Цифровой идентификатор ПО (CRC32) | 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».
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 измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, % | ± 2,5 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой основной* относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды в составе нефтегазоводяной смеси, %: | |
| - при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси не более 70% | ± 6,0 |
| - при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси от 70% до 95% | ± 15,0 |
| - при содержании объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси свыше 95% | не нормируется |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа при стандартных условиях, м3/ч | от 2 до 15200 |
| Пределы допускаемой основной* относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5,0 |
| * погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах аттестованных в установленном порядке | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Измеряемая среда | Нефть, вода и газ в составе нефтегазоводяной смеси |
| Типоразмер/внутренний диаметр, мм/мм | 43/25,8 |
| Диапазон объемной доли воды в рабочей среде, % | от 0 до 100 |
| Диапазон объемной доли свободного попутного нефтяного газа в рабочей среде, % | от 0 до 90 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 600 до 1200 |
| Давление рабочей среды, МПа, не более | 69,0 |
| Диапазон температуры рабочей среды, °С | от 0 до 150 |
| Диапазон скорости рабочей среды, м/с а) при значениях объемной доли свободного попутного нефтяного газа в рабочей среде меньших 30 % а) при значениях объемной доли свободного попутного нефтяного газа в рабочей среде больших 30 % | от 1,5 до 15 от 3,5 до 35 |
| Диапазон температуры окружающего воздуха °С | от -20 до +60 (от +40 до +60)* |
| Параметры электрического питания: | |
| Род тока | постоянный, переменный |
| Напряжение постоянного тока, В | 24±5 |
| Напряжение переменного тока, В | от 110 до 240 |
| Частота переменного тока, Гц | от 50 до 60 |
| Потребляемая мощность, Вт, не более | 35 |
| Монтажная длина, мм | от 1000 до 2200 |
| Внутренний диаметр, мм | от 40 до 300 |
| Масса, кг | от 400 до 2000 |
| * При применении теплоизоляции. | |
наносится на маркировочную табличку расходомера методом наклейки и на титульные листы эксплуатационной документации типографским способом.
| Таблица 4 - Комплектность средства измерений | ||
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI (заводские № 1216.05; 1133.04; 1308.19; 1611.68) | 4 | |
| Техническое описание MPFM 1900 VI | 1 | |
| MPFM 1900 VI. Инструкция по эксплуатации | 000358 | 1 |
| MPFM 1900 VI. Функциональное описание | 000354 | 1 |
| Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI. Методика поверки | МП 0914-92019 | 1 |
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 °С до 155 °С, пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,04 °С;
- 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 воспроизведения давления 0 бар, верхний предел воспроизведения давления 206 бар, пределы допускаемой 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.
ГСИ. Количество и параметры нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с применением расходомера многофазных потоков MPFM 1900 VI (свидетельство об аттестации методики (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 массового расхода многофазных потоков
| Зарегистрировано поверок | 12 |
| Поверителей | 5 |
| Актуальность данных | 24.10.2025 |
