Расходомеры многофазные подводные Haimo SMPFM-3000 (далее по тексту -расходомеры) — предназначены для мониторинга и тестирования дебитов нефтяных и газовых скважин. Расходомеры позволяют измерять расходы жидкости и газа, а также объемную долю воды в нефтегазоводяной смеси при наличии свободного газа.
Расходомеры многофазные подводные Haimo SMPFM-3000 (далее по тексту -расходомеры) — предназначены для мониторинга и тестирования дебитов нефтяных и газовых скважин. Расходомеры позволяют измерять расходы жидкости и газа, а также объемную долю воды в нефтегазоводяной смеси при наличии свободного газа.
Расходомер является средством измерений, позволяющим определять параметры нефтегазоводяной смеси, протекающей через его трубную секцию, без ее предварительной сепарации.
В состав расходомера входят:
— трубка Вентури;
— детектор гамма-излучения;
— датчик температуры/давления (основной и резервный);
— датчик перепада давления (основной и резервный);
— контейнер с радиоэлектронным оборудованием, включая блок сбора данных;
— вилка электрическая (доступна резервная);
— программное обеспечение.
Система управления расходомером состоит из ПО Topside Console, установленного в наземный компьютер и блока сбора данных. Блок сбора данных обеспечивает сбор информации от датчика температуры/давления, датчика перепада давления и т.д., а также отправку полученных данных в ПО Topside Console. ПО Topside Console обеспечивает интерфейс человек-компьютер, который отвечает за обработку, хранение данных и т.д. Подводное оборудование расходомера спроектирована с резервированием и состоит из двух систем обработки (блок сбора данных) и детектора гамма-излучений.
Общий расход нефтегазоводяной смеси определяется методом переменного перепада давления с применением стандартного сужающего устройства в виде трубки Вентури.
Закрытый источник гамма-излучений расположен в горловине трубки Вентури. В качестве источника гамма-излучений используется радионуклид Ba-133. Высокоскоростной детектор подсчитывает общее количество гамма-фотонов из гамма-спектра с двумя энергетическими уровнями (низкоэнергетический и высокоэнергетический), которые прошли через многофазный поток. Измерительная информация от детектора гамма-излучений используется для расчета плотности отдельных компонентов нефтегазоводяной смеси.
Расходомер имеет два блока сбора данных (основной и резервный), которые расположены в контейнере с радиоэлектронным оборудованием. Блок сбора данных собирает все необработанные измерения, то есть, давление, температуру, перепад давления и показания детектора гамма-излучения в высокоэнергетическом и низкоэнергетическом диапазонах.
Эти данные передаются по подводному кабелю в подводный модуль управления подводной фонтанной арматурой, а затем в ПО Topside Console, установленное в наземном компьютере.
ПО Topside Console выполняет все вычисления для определения расходов и преобразует измеренные значения расходов из рабочих условий в стандартные.
Датчик температуры/давления измеряет давление и температуру многофазного потока в рабочих условиях. В датчике температуры/давления имеется два канала измерения температуры и два канала измерения давления.
Принцип измерения и работы расходомера:
В расходомере используется комбинация двух технологий для измерения расхода многофазных потоков: перепад давления в трубке Вентури и двухэнергетическое поглощение Y-квантов. Благодаря их объединению расходы нефти, газа и воды вычисляются в реальном времени в рабочих условиях. Затем, используя встроенный пакет PVT, рассчитываются значения расходов при стандартных условиях с учетом давления и температуры в трубопроводе.
Фазовые доли и расходы рассчитываются по следующим измерениям:
— Общий расход (далее по тексту — ОР) многофазных жидкостей измеряется трубкой Вентури и датчиком дифференциального давления.
— Детектор гамма-излучения измеряет энергию фотонов источника гамма-излучений в двух энергетических уровнях. Эти данные используются для расчета плотности компонентов нефтегазоводяной смеси, объемного содержания газа в потоке (GVF) и объемного содержания воды в жидкой смеси (WLR).
— Встроенный датчик давления и температуры используется для измерения давления и температуры нефтегазоводяной смеси в трубопроводе.
— Расход газа рассчитывается как произведение ОР х GVF и преобразуется по давлению и температуре в стандартные условия.
— Расход жидкости (далее по тексту — РЖ) рассчитывается как произведение ОР х (1-GVF). Расход воды рассчитывается как произведение РЖ х WLR, а расход нефти как произведение РЖ х (1- WLR).
К данному типу относятся расходомеры многофазные подводные Haimo SMPFM-3000 с заводскими номерами HMS2001-03 и HMS2001-02.
Общий вид расходомера приведен на рисунке 1.
Место крепления маркировочной таблички расходомера Haimo SMPFM-3000, на которой указывается заводской номер и дата изготовления
Рисунок 1 — Расходомер многофазный подводный Haimo SMPFM-3000. Общий вид. Место нанесения заводских номеров
Место нанесения знака утверждения типа
Место заводского номера
Рисунок 2 — Общий вид маркировочных табличек расходомера
Заводской номер расходомеров наносится на таблички, которые крепятся к корпусу расходомеров, методом гравировки или механической маркировки, обеспечивающим сохранность на весь период эксплуатации. Формат нанесения заводского номера — буквенноцифровой. Знак утверждения типа наносится на маркировочную табличку, прикрепленную к корпусу расходомера, методом гравировки или механической маркировки. Пломбирование расходомеров не предусмотрено. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Место расположения таблички с заводским номером показано на рисунке 1. Общий вид маркировочных табличек показан на рисунке 2.
Программное обеспечение (далее по тексту — ПО) расходомеров представляет собой ПО загруженное в блок сбора данных и на ноутбук. ПО расходомеров разделено на метрологически значимую часть и метрологически незначимую часть. Данные полученные при измерениях обрабатываются с помощью метрологически значимой части ПО Topside Console, реализующего алгоритмы совместного решения уравнений. Метрологически незначимая часть ПО обеспечивает отображение результатов вычислений в виде значений текущих расходов и количества отдельных компонентов, а также их динамики, в табличном и графическом виде. Метрологические характеристики расходомеров нормированы с учетом влияния ПО. Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение | |
| Идентификационное наименование ПО | Subsea Flow Meter Topside Console | Subsea Flow Meter Downside |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Subsea-MPFM-2.2.X.XXXXXX1) | V0301-SMPFM-
2.y.yyyyyy2) |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | ab6fb5c3 | d78bc78a |
таблицы 1
| Идентификационные признаки | Значение | |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC-32 | CRC-32 |
| 1) — «Х» может принимать значение от 0 до 9 и не относится к метрологически значимой части ПО;
2) — «у» может принимать значение от 0 до 9 и не относится к метрологически значимой части ПО; |
||
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Метрологические и основные технические характеристики, и показатели надежности расходомеров приведены в таблицах 2, 3 и 4.
аблица 2 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений массового расхода жидкости в составе газожидкостной смеси, т/ч | от 0,01 до 721,48 |
| Диапазон измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе газожидкостной смеси при рабочих условиях (приведенного к стандартным условиям), м3/ч | от 0,1 до 1625 (от 0,1 до 70000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения общего расхода жидкости (объемного или массового), %:
— при GVF не более 95 % |
± 5,0 |
| Пределы допускаемой приведенной погрешности общего расхода жидкости (объемного или массового), %:
— при GVF свыше 95% до 100% |
в соответствии с методикой измерений |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе газожидкостной смеси при рабочих условиях (приведенного к стандартным условиям), % — при GVF не более 95 %
— при GVF свыше 95% до 100% |
± 7,0 (± 7,0) в соответствии с методикой измерений |
аблица 3 — Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Рабочая среда | нефтегазоводяная смесь/трехкомпонентный флюид: газ, газовый конденсат, пластовая вода |
| Объемная доля газа (GVF), % | от 0 до 100 |
| Обводненность, % | от 0 до 100 |
| Максимальная глубина установки оборудования, м | 500 |
| Номинальное давление рабочей среды, МПа | 34,5 |
| Температура рабочей среды, °С | от — 18* до + 121 |
Продолжение таблицы 3
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон рабочих температур, °С | от — 18 до + 121 |
| Напряжение питания пост. ток, В | от 18 до 36 |
| Потребляемая мощность блока электронного, Вт, не более | 15 |
| Габаритные размеры ДхШхВ, м, не более | 0,75×0,75×1,00 |
| Общий вес (сухой), кг, не более | 850 |
| * — При условии отсутствия кристаллизованной влаги в рабочих условиях в скважинной жидкости. | |
аблица 4 — Показатели надежности
| Наименование характеристики | Значение |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 250 000 |
| Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования, ч, не более | 48 |
| Срок службы, лет | 30 |
наносится на маркировочную табличку, прикрепленную к корпусу расходомера, методом гравировки или механической маркировки и/или на титульный лист руководства по эксплуатации расходомера типографским способом.
Комплектность поставки соответствует таблице 5.
аблица 5 — Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Кол-во |
| Расходомер многофазный подводный Haimo SMPFM-3000 | 1 шт. | |
| Руководство по эксплуатации | HMS2001-046 | 1 экз. |
| Паспорт | HMS2001-035 | 1 экз. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей | _ | 1 комп. |
| Комплект монтажных частей | _ | 1 комп. |
приведены в документе «ГСИ. Количество нефти и попутного газа в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений с применением расходомеров многофазных подводных Haimo (Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/7509-22 от 27.07.2022 г., регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2022.44172).
ЛПС 01-09-2023 «Локальная поверочная схема для средств измерений массы и объема жидкости и газа в многофазном потоке, массового и объемного расходов жидкости и газа в многофазном потоке, объемной доли жидкости и газа в многофазном потоке» с изменением №1;
Стандарт предприятия на расходомеры многофазные подводные Haimo SMPFM-3000.
