|
Изображение | |
| Номер в госреестре | |
| Наименование | Расходомеры многофазные |
| Обозначение типа | NetOil&Gas |
| Производитель | АО "ГМС Нефтемаш", г.Тюмень |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Срок свидетельства |
| Срок свидетельства или заводской номер | 30.03.2021 |
| Назначение | Расходомеры многофазные NetOil&Gas (далее - расходомеры) предназначены для измерений без предварительной сепарации массового расхода и массы скважинной жидкости, скважинной жидкости без учета воды, а также объемного расхода и объема нефтяного газа в газожидкостном потоке, извлекаемом из недр.
|
| Описание | Принцип действия расходомеров основан на использовании комбинации результатов измерений и вычислений параметров многофазного потока расходомером массовым I/A Seriesс измерительным преобразователем массового расхода CFT51 и первичными преобразователями массового расхода CFS10 или CFS20 (расходомер массовый), измерителем обводненности RedEye®Multiphase, преобразователем температуры RTT15 и преобразователем давления измерительным IMV25, которые связываются посредством протокола Modbus с устройством обработки информации PF (NetOilComputer).
Расходомер массовый передает информацию об измеренных плотности и массовом расходе среды в устройство обработки информации NetOilComputer. Принцип действия расходомера массового основан на использовании сил Кориолиса, действующих на поток среды, двигающейся по измерительной трубке датчика, колеблющейся с частотой автоколебаний. Кориолисовые силы препятствуют колебаниям трубки датчика, что приводит к сдвигу фаз колебаний на входе и выходе измерительной трубки датчика, выполненной в виде петли. Величина сдвига фаз колебаний пропорциональна массовому расходу. Измерение плотности основано на измерении резонансной частоты колебаний трубки расходомера.
Измеритель обводненности RedEye®Multiphase передает информацию о коэффициенте обводненности нефтегазоводяной смеси в устройство обработки информации NetOilComputer. Принцип действия измерителя обводненности основан на измерении уровня поглощения нефтью и водой ближнего инфракрасного излучения в анализируемой водонефтяной эмульсии.
Преобразователь давления измерительный IMV25 с подключенным к нему преобразователем температуры RTT15 передает информацию об измеренных давлении и температуре среды, а также перепаде давления на расходомере массовом в устройство обработки информации NetOilComputer. Преобразователь давления измерительный IMV25 в зависимости от вязкости, плотности нефти, содержания парафинов и других физических свойств газожидкостного потока монтируется как с помощью импульсных трубок, так и с помощью разделительных диафрагм.
Устройство обработки информации NetOilComputer вычисляет массовый расход скважинной жидкости и скважинной жидкости без учета воды, объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, в газожидкостном потоке. Также NetOilComputer имеет опциональный вход для приема данных измерений от внешнего расходомера, установленного на отдельной газовой линии.
Расходомеры многофазные NetOil&Gasс диаметрами условного прохода 15, 25, 40, 50 и 80 мм предназначены для использования c легкими нефтями вязкостью до 50 мм2/с. Расходомеры многофазные NetOil&Gasс диаметром условного прохода 50 мм могут также выпускаться в модификации для работы с тяжелыми нефтями вязкостью до 3000 мм2/с.
Общий вид расходомеров представлен на рисунке 1.
Для предотвращения несанкционированной настройки и вмешательства пломбированию подлежат: расходомер массовый, измеритель обводненности, преобразователь давления измерительный и преобразователь температуры. Места пломбирования приведены на рисунках 2, 3, 4, 5, 6.
Рисунок 1 - Общий вид расходомеров многофазных NetOil&Gas
Рисунок 2 - Первичный преобразователь массового расхода
Рисунок 3 - Измерительный преобразователь массового расхода
Рисунок 4 - Преобразователь давления Рисунок 5 - Преобразователь температуры
Измерительный
Рисунок 6 - Измеритель обводненности
|
| Программное обеспечение |
является встроенным и метрологически значимым. Программное обеспечение защищено от несанкционированного доступа многоуровневой системой парольной защиты. Дополнительно конструкцией расходомеров предусмотрено ограничение доступа к интерфейсам программного обеспечения методом пломбирования отдельных элементов расходомеров. Примененные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкционированной модификации, удаления и иных преднамеренных изменений программного обеспечения и измеренных данных, а также изменения или удаления измерительной информации программного обеспечения в случае возникновения непредсказуемых физических воздействий. После кратковременного сбоя питания программное обеспечение автоматически восстанавливает свою работу, ведется защищенный журнал внештатных ситуаций.
Нормирование метрологических характеристик расходомеров проведено с учетом того, что программное обеспечение является неотъемлемой частью расходомеров.
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» по Р.50.2.077-2014.
Идентификационные данные программного обеспечения (далее - ПО) расходомеров приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Значение
Идентификационное наименование ПО
Image.ci3
Номер версии (идентификационный номер) ПО
6.3.65
Цифровой идентификатор ПО
Не используется
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и основные технические характеристики расходомеров приведены в таблице 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Диапазоны измерений расходомеров многофазных NetOil&Gas в зависимости от диаметра условного прохода
| Диаметр условного прохода, мм | DN15 | DN25 | DN40 | DN50 | DN80 | | Диаметр условного прохода, дюйм | 1/2 | 1 | 11/2 | 2 | 3 | | Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут | от 1 до 60 | от 3 до 300 | от 7 до 700 | от 12 до 1150 | от 27 до 2700 | | Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | | Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут | от 10 до 32 | от 43 до 144 | от 108 до 360 | от 173 до 576 | от 410 до 1368 | | Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут | 32 | 144 | 360 | 576 | 1368 |
Таблица 3 - Диапазоны измерений расходомеров многофазных NetOil&Gas с диаметром условного прохода DN50 в модификации для работы с тяжелыми нефтями в зависимости от вязкости скважинной жидкости
| Диаметр условного прохода, мм | DN50 | | Кинематическая вязкость скважинной жидкости, мм2/с | до 60 | от 61 до 120 | от 121 до 200 | от 201 до 360 | от 361 до 540 | от 541 до 900 | от 901 до 1000 | от 1001 до 1200 | | Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут | от 12 до 1100 | от 12 до 900 | от 12 до 680 | от 12 до 520 | от 12 до 360 | от 12 до 300 | от 12 до 220 | от 12 до 190 | | Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % | 70 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | | Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут | от 34 до 480 | от 34 до 380 | от 34
до 330 | от 34 до 260 | от 32 до 175 | от 24 до 140 | от 18 до 90 | от 18 до 86 | | Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут | 1120 | 3420 | 2970 | 2340 | 1575 | 1260 | 810 | 774 |
Продолжение таблицы 3
| Кинематическая вязкость скважинной жидкости, мм2/с | от 1201 до 1400 | от 1401 до 1600 | от 1601 до 1800 | от 1801 до 2000 | от 2001 до 2200 | от 2201 до 2400 | от 2401 до 2600 | от 2601 до 2800 | от 2801 до 3000 | | Диапазон массового расхода жидкости без газа, т/сут | от 12 до 160 | от 12 до 140 | от 12 до 125 | от 12 до 115 | от 12 до 103 | от 12 до 95 | от 12 до 88 | от 12 до 82 | от 12 до 76 | | Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | 90 | | Диапазон массового расхода жидкости при максимальной ОДГ, т/сут | от 18 до 72 | от 18 до 63 | от 18 до 56 | от 18 до 52 | от 18 до 46 | от 18 до 43 | от 18 до 40 | от 18 до 37 | от 18 до 34 | | Максимальный объемный расход газа при рабочих условиях, м3/сут | 648 | 567 | 504 | 468 | 414 | 387 | 360 | 333 | 306 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение | | Пределы допускаемой относительной основной погрешности расходомера при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, % | ±2,5 | | Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
- от 0 до 70%
- свыше 70 до 95%
- свыше 95% | ±6
±15
не нормируется | | Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, % | ±5 |
Таблица 5 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры | | Характеристики рабочей среды: | | Измеряемая среда | Скважинная жидкость | | Кинематическая вязкость при рабочих условиях, мм2/с, не более | 50 | | Кинематическая вязкость при рабочих условиях для DN50 в модификации для работы с тяжелыми нефтями, мм2/с, не более | 3000 | | Содержание объемной доли воды (обводненность), % | от 0 до 100 | | Давление, МПа | от 0,3 до 10 | | Температура, оС | от -29 до +121 | | Диапазон плотности, кг/м3 | от 700 до 1180 | | Максимальный перепад давления, МПа | 0,15 | | Технические характеристики | | Потребляемая мощность, Вт, не более | 70 | | Напряжение питания сети переменного тока частотой (50±1) Гц, 120/230 В, %, не более | ±15 | | Напряжение питания сети постоянного тока, 24 В, %, не более | ±20 | | Класс защиты | IP66 | | Условия эксплуатации:
температура окружающей среды, оС
- устройство обработки информации
- измерительная часть на раме | от 0 до +50
от -20 до +85 | | Габаритные размеры, мм, не более | 1520х910х2080 | | Масса с преобразователем расхода, кг, не более
- CFS10, DN 15 мм (1/2")
- CFS10, DN 25 мм (1")
- CFS10, DN 40 мм (11/2")
- CFS10, DN 50 мм (2")
- CFS20, DN 80 мм (3") | 390
400
430
455
545 | | Относительная влажность (без конденсации), % | до 100 |
|
| Комплектность | Комплект поставки расходомеров приведен в таблице 6.
Таблица 6 - Комплект поставки расходомеров
| Наименование | Обозначение | Кол-во | | Расходомер многофазный NetOil&Gas | | 1 шт. | | Расходомеры многофазные NetOil&Gas. Руководство по эксплуатации | МФР NOG.00.00.000 РЭ | 1 экз. | | «ГСИ. Расходомеры многофазные NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш». Методика поверки» | МП 0325-9-2015 | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 0325-9-2015 «ГСИ. Расходомеры многофазные NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20 марта 2015 г.
Основные средства поверки:
- Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;
- эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, 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 поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
|
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к расходомерам многофазным NetOil&Gas
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
ГОСТ 30852.0-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования
ГОСТ 30852.1-2002 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 1. Взрывозащита вида «взрывонепроницаемая оболочка»
ГОСТ Р МЭК 60079-11-2010 Взрывоопасные среды Часть 11. Искробезопасная электрическая цепь «i»
ГОСТ Р МЭК 60079-0-2011 Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования
ГОСТ IEC 60079-1-2011 Взрывоопасные среды. Часть 1. Оборудование с видом взрывозащиты «взрывонепроницаемые оболочки «d»»
ТУ 4213-069-00137182-2015 Расходомеры многофазные NetOil&Gas. Технические условия
|
| Заявитель | Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
ИНН 7204002810
Адрес: 625003, г. Тюмень, ул. Военная, 44
Тел.: (3452) 430103, факс: (3452) 432239
Е-mail: girs@hms-neftemash.ru
|
| Испытательный центр | Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Тел.: (843)272-70-62, факс: 272-00-32
Е-mail: vniirpr@bk.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
|
