|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Установки измерительные |
| Обозначение типа | ПРИЗМА-МФР |
| Производитель | Общество с ограниченной ответственностью "Метрология и Автоматизация" (ООО "Метрология и Автоматизация"), г. Самара |
| 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 | 20.10.2027 |
| Назначение | Установки измерительные ПРИЗМА-МФР (далее – установки) предназначены для непрерывных автоматизированных измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
|
| Описание | В установках используется бессепарационный прямой метод динамических измерений с помощью расходомеров многофазных, входящих в состав установок.
Установка состоит из блока технологического (далее – БТ). В случае необходимости вторичная аппаратура может размещаться в отдельном модульном блоке аппаратурном (далее – БА). В состав БТ могут входить: входной и выходной трубопроводы; переключатель скважин многоходовый (далее – ПСМ) с приводом; байпасная линия ПСМ; расходомер многофазный; преобразователи давления и температуры; манометры и термометры для местной индикации давления и температуры; ручной пробоотборник; запорно-регулирующая арматура; узел подключения поверочной установки.
Система обработки информации включает в себя вычислительный компьютер (далее – ИВК) расходомера многофазного и программируемый логический контроллер (далее – ПЛК). ИВК расходомера многофазного осуществляет измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, нефтегазоводяной смеси без учета воды и попутного нефтяного газа, а также для непрерывных автоматизированных измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
ПЛК осуществляет автоматическое поддержание температуры в БТ и БА; местное управление оборудованием установки; автоматическое последовательное переключение скважин; управление запорно-регулирующей арматурой и т.д.
В состав установки могут входить:
- расходомеры многофазные Vх, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее – рег.) № 42779-09;
- расходомеры многофазные Vх 88, рег. № 48745-11;
- расходомеры многофазные Vх Spectra, рег. № 60560-15;
- расходомеры многофазные Урал-МР, рег. № 83269-21;
- расходомеры многофазные Roxar MPFM 2600, рег. № 60272-15.
Заводской номер установки указывается в паспорте установки типографским способом и на маркировочной табличке методом лазерной маркировки или аппликацией. Формат нанесения заводского номера – числовой. Маркировочная табличка закрепляется на наружной поверхности установки.
Пломбирование установки не предусмотрено. На рисунке 1 приведена фотография маркировочной таблички установки. На рисунке 2 приведены фотографии внешнего вида установки.
Рисунок 1 - Фотография маркировочной таблички установки.
Рисунок 2 – Фотографии внешнего вида установки
Вариант исполнения установки выбирается на этапе анализа условий измерений в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной смеси, а также выходных параметров установки.
Структура условных обозначений установки ПРИЗМА-МФР Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х:
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 – Обозначение типа (ПРИЗМА-МФР);
2 - Номинальное давление (PN), кгс/см2;
3 - Количество подключаемых скважин (N), шт.;
4 - Максимальный дебит жидкости по скважине (Q), м3/сут.;
5 - Расположение входных трубопроводов установки от скважин 1-2-х стороннее (1, 2);
6 - Наличие антикоррозионной защиты (К1, К2, К3, К4);
7 - Климатическое исполнение по ГОСТ 15150 (УХЛ1, ХЛ1, У1);
8 - Наличие блока контроля и управления (А);
9 - Сейсмичность района размещения оборудования (С0).
|
| Программное обеспечение |
Программное обеспечение (ПО) установок реализовано в расходомере многофазном, входящем в состав установки, и обеспечивает реализацию функций установок. Метрологические характеристики установок нормированы с учетом влияния ПО.
Наименования ПО и идентификационные данные ПО в зависимости от применяемого расходомера многофазного приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО установок
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Расходомер многофазный Vx 88 | | Идентификационное наименование ПО | Vx Service Manager | ПО DAFC | | Номер версии (идентификационный номер) | 3.06 и более поздние | 1.4 и более поздние | | Цифровой идентификатор ПО | для slb.vxadvisor.interfaces.dll
be4e7d8e136eb4be649dd5blfe7a99ea | для slb.vxadvisor.engine.dll
4dd9f05c6e1894b07ec322f3f205e516 | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD-5 (RFC-1321) | MD-5 (RFC-1321) | | Расходомер многофазный Vx Spectra | | Идентификационное наименование ПО | DAFC MK4 | | Номер версии (идентификационный номер) | Не ниже 4.5 | | Цифровой идентификатор ПО | Не применяется | | Расходомер многофазный Урал-МР | | Идентификационное наименование ПО | Libflow | | Номер версии (идентификационный номер) | не ниже 1.1 | | Цифровой идентификатор ПО | B543 | | Другие идентификационные данные | CRC-16 | | Расходомер многофазный Roxar MPFM 2600 | | Идентификационное наименование ПО | Sensor software |
Продолжение таблицы 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Номер версии (идентификационный номер) | не ниже 2.05.01 | | Цифровой идентификатор ПО | не применяется |
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблицах 2 и 3.
Т а б л и ц а 2 - Метрологические характеристики установок при применении различных модификаций расходомеров многофазных
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон измерений массового расхода жидкости в составе нефтегазоводяной смеси*, т/ч | от 0,042 до 662,4 | | Диапазон измерений объемного расхода газа в рабочих условиях в составе нефтегазоводяной смеси*, м3/ч | от 0,42 до 2950 | | Расходомеры многофазные Vx Spectra | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти (жидкости в составе многофазного потока), % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в составе многофазного потока, % | ± 5,0 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды и попутного нефтяного газа, пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, % | при содержании объемной доли воды в сырой нефти:
- от 0 до 80 %
- от 80 до 95 %
- свыше 95 % | ± 6,0
± 15,0
не нормируется | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода газожидкостной смеси, % | ± 1,0 | | Пределы абсолютной погрешности измерений объемной доли воды, %, в диапазоне содержания объемной доли газа от 0 до 100 % | ± 1,0 | | Расходомеры многофазные Vx | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, % | ± 5,0 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % | при содержании объемной доли воды в сырой нефти:
- от 0 до 70 %
- от 70 до 95 %
- от 95 до 98 % |
± 6,0
± 15,0
в соответствии с методикой измерений |
Продолжение таблицы 2
| Наименование характеристики | Значение | | Расходомеры многофазные Vx88 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, % | ± 5,0 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % | при содержании объемной доли воды в сырой нефти:
- от 0 до 70 %
- от 70 до 95 % | ± 6,0
± 15,0 | | Расходомеры многофазные Урал-МР | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости, % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5,0 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа при содержании воды в скважинной жидкости, % | при содержании объемной доли воды в скважинной жидкости:
- от 0 до 70 %
- от 70 до 95 %
- свыше 95 % | ± 6,0
± 15,0
по методике измерений | | Расходомеры многофазные Roxar MPFM 2600 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода жидкости в составе нефтегазоводяной смеси, % | ± 2,5 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ± 5,0 | | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, % | при содержании объемной доли воды в скважинной жидкости:
- от 0 до 70 %
- от 70 до 95 %
- свыше 95 % | ± 6,0
± 15,0
не нормируется | | * - действительный диапазон измерений расхода жидкости и газа зависит от исполнения установки и от типа расходомера многофазного |
Таблица 3 – Основные технические характеристики установки
| Наименование характеристики | Значение | | Измеряемая среда | нефтегазоводяная смесь | | Объемное содержание воды в нефтегазоводяной смеси, % | от 0 до 100 | | Объемное содержание свободного нефтяного газа в нефтегазоводяной смеси, % | от 0 до 100 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение | | Диапазон давления измеряемой среды, МПа, не более | 34,5* | | Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от -46 до +150* | | Содержание сероводорода, объемная доля, %, не более | 2* | | Содержание парафина, объемная доля, %, не более | 7* | | Содержание механических примесей, мг/л, не более | 2000* | | Параметры электрического питания*:
– напряжение переменного тока, В
– частота переменного тока, Гц | 380±38 (трехфазное),
220±22 (однофазное)
50±1 | | Потребляемая мощность, Вт, не менее | 30 | | Габаритные размеры Д*Ш*В, м, не менее | 3,0*1,6*3,2* | | Масса, кг, не менее | 2000* | | Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С
- относительная влажность, %, не более | от -45 до +45
100 | | Средний срок службы, лет, не менее | 20 | | Режим работы | непрерывный | | * - конкретное значение указано в паспорте установки |
|
| Комплектность | Комплектность установок приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность установки
| Наименование | Кол-во | Примечание | | Установка измерительная ПРИЗМА-МФР | 1 экз. | В соответствии с заказом | | Комплект эксплуатационных документов:
- руководство по эксплуатации «Установка измерительная ПРИЗМА-МФР»;
- паспорт «Установка измерительная «ПРИЗМА-МФР» | 1 экз.
1 экз. | 206/21/1-01-РЭ
206/21/1-01-ПС1 |
|
| Поверка |
приведены в документе «ГСИ. Масса жидкости и объем газа в составе газожидкостной смеси. Методика измерений с применением установок измерительных «ПРИЗМА-МФР». Свидетельство об аттестации № 01.00257 – 2013/3409-22 от 20.04.2022 г.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к средству измерений
Постановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»
ПНСТ 360-2019 Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ Р 8.1004-2021 ГСИ. Системы измерений количества и параметров нефти и нефтегазоводяной смеси и измерительные установки. Метрологические требования
ГОСТ 8.637- 2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков.
ТУ 28.99.39.190-016-40947531-2022 Установки измерительные ПРИЗМА-МФР. Технические условия
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Метрология и Автоматизация» (ООО «Метрология и Автоматизация»)
ИНН 6330013048
Юридический адрес: 443013, Самарская область, город Самара, ул. Киевская, д. 5А
Адреса деятельности: РФ, Самарская область, г. Новокуйбышевск, ул. Промышленная, уч. 48-В, строение 1;
РФ, Самарская область, г. Новокуйбышевск, ул. Промышленная, уч. 48-В, строение 2;
РФ, Самарская область, г. Новокуйбышевск, ул. Промышленная, уч. 46, строение 1;
РФ, Самарская область, г. Новокуйбышевск, ул. Промышленная, уч. 46, строение 2
Телефон/факс: (846) 247-89-19, (846) 247-89-29, (846) 247-89-00
Е-mail: ma@ma-samara.ru
|
| Испытательный центр | Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии – филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» (ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., 19
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7 «а»
Телефон: +7(843) 272-70-62
Факс: +7(843)272-00-32
Е-mail: office@vniir.org
Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU 310592.
| |
