Назначение
Расходомеры многофазные SPMF-P (далее по тексту — расходомеры) предназначены для непрерывного автоматизированного измерения массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа, а также объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, смеси без предварительной сепарации нефтегазоводяной смеси.
Описание
Принцип действия расходомеров основан на комбинации трубы Вентури и модуля определения фазовых фракций.
При прохождении потока смеси в трубе Вентури возникает перепад давления, что позволяет измерять массовый расход нефтегазоводяной смеси. Блок фотонного квантового зонда фиксирует рассеивание фотонно-квантового излучения, проходящего через нефтегазоводяную смесь, на трех энергетических уровнях, и предоставляет информацию о соотношении фракций нефтегазоводяной смеси.
Расходомер выполнен в едином корпусе и состоит из измерительного модуля и вычислителя потока.
В состав измерительного модуля входят:
— труба Вентури;
— многопараметрический датчик (абсолютного давления, перепада давления, температуры)
— фотонный квантовый зонд, включающий в себя: е фотонный квантовый источник излучения;
— фотонный квантовый детектор.
Вычислитель потока — электронный компонент на базе высокопроизводительного микропроцессора, предназначенный для вычислений и обработки измерительной информации.
Расходомер может быть изготовлен в типоразмерах, отличающихся основным условным диаметром от 25 до 200 мм, сужением трубки Вентури, а также материалом изготовления смачиваемых поверхностей и расчетным давлением.
Заводской номер и знак утверждения типа расходомеров наносится методом лазерной гравировки на маркировочную табличку, которая крепится на корпусе расходомера. Формат нанесения заводского номера — буквенно-цифровой.
Общий вид расходомера и место обозначения заводского номера и знака утверждения типа приведены на рисунке 1.
Место нанесения маркировочной таблички МФР SPMF-P, на котором указывается заводской номер и наносится знак утверждения типа
Рисунок 1 — Общий вид расходомеров SPMF-P и место обозначения заводского номера и знака утверждения типа
Рисунок 2 — Место нанесения пломбы расходомера SPMF-P
Для ограничения доступа к местам настройки (регулировки), оболочка вычислителя расхода пломбируется пломбировочными наклейками. Место нанесения пломбировочной наклейки показано на рисунке 2.
Общий вид маркировочной таблички приведен на рисунке 3.
tHL Многофазный Расходомер £ Молмфтишм* SPMF-P Температур» квисряешэа среды •
Рабчпес даахтше; 16 МЛ* Ноыааттьмы* диаметр i DN50 Бст*<мжтор{к OlS Температура оарушвотпеЯ среды >
Мао». Вяыокстъ (жружааэок* ерем* 0-W4RH
Пвтрс&исмы mmbioctv IW Нызражеяме ажтааои: 24VDC
Дата ппттоисиа » 1X2023 СеркЯжмЯ асмср. PO5OBNOOO72201ZC
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ НЕ ОТКРЫВАТЬ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ!
р ■ Chengdu Sea Pioneers Тethnology Со. Aid р
Рисунок 3 — Общий вид маркировочной таблички расходомера SPMF-P
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту — ПО) расходомеров состоит из ПО вычислителя потока (ПО ВП) и сервисного ПО, устанавливаемого на персональном компьютере обслуживающего персонала.
ПО ВП является метрологически значимым, и обеспечивает:
— сбор и обработку данных фотонного квантового зонда и многопараметрического датчика;
— хранение измеренных и рассчитанных величин;
— формирование и хранение отчетов;
— расчет метрологических параметров по математической модели;
— обмен информацией (в том числе метрологически значимой) с системой управления верхнего уровня по протоколам Modbus RTU.
Сервисное ПО не является метрологически значимым и обеспечивает:
— интерфейс для конфигурации расходомера;
— представление измеренных, рассчитанных величин, отчетов; — настройки подключения расходомера для передачи данных.
Ограничение доступа к метрологически значимой части ПО в целях предотвращения несанкционированных настроек и вмешательства, которые могут привести к искажениям результатов измерений, обеспечивается путем ограничения доступа к вычислителю потока, установки паролей и ограничения доступных функций для персонала, а также ведением журнала с фиксацией времени и описанием производимых манипуляций.
Метрологически значимое ПО устанавливается на заводе изготовителе и может быть изменено или заменено только заводом изготовителем.
Наименования ПО ВП и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
| Идентификационное наименование ПО |
FlwRayMeter |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) |
не ниже 2.0 |
| Цифровой идентификатор ПО |
Не применяется |
Уровень защиты ПО ВП 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».
Влияние программного обеспечения учтено при нормировании метрологических характеристик.
Технические характеристики
Метрологические, основные технические характеристики и показатели надежности расходомеров, приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 — Метрологические характеристики
| Наименование характеристики |
Значение |
| Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/ч1) |
от 0,1 до 500 |
| Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа в рабочих условиях, м3/ч2) |
от 0,1 до 3080 |
| Диапазон измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/ч3) |
от 0,1 до 70000 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения массы и массового расхода скважинной жидкости, % |
± 2,5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости за вычетом массы воды и попутного нефтяного газа, при содержании воды в скважинной жидкости (в объемных долях), % |
| — от 0 % до 70 % |
±6 |
| — св. 70 % до 95 % |
±15 |
| — св. 95 % |
не нормируется |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа в рабочих условиях смеси, % |
±5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
±5 |
| 1) Конкретный диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости зависит от типоразмера расходомера и указывается в паспорте
2) Конкретный диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа в рабочих условиях зависит от типоразмера расходомера и указывается в паспорте
3) Конкретный диапазон измерений объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям зависит от типоразмера расходомера и указывается в паспорте |
Таблица 3 — Основные технические характеристики
| Наименование параметра |
Значение |
| Диаметр условного прохода, мм (“) |
от 25 до 200 (от 1 до 8) |
| Измеряемая среда |
Нефтегазоводяная смесь |
| Объемное содержание газа в потоке (GVF), % |
от 0 до 90 |
| Диапазон измерений объемной доли воды в скважинной жидкости (обводненности), % |
от 0 до 100 |
| Плотность измеряемой среды, кг/м3, не более |
1200 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С |
от — 30* до +125 |
| Давление в линии измерения, МПа, не более |
34,5 |
| Маркировка взрывозащиты |
1 Ex db IIB T4 Gb X |
П Продолжение таблицы 3
| Наименование параметра |
Значение |
| Параметры питания электрических цепей: — напряжение постоянного тока, В |
24 ±2,4 |
| — частота, Гц (применимо только при выборе импульсного источника питания AC/DC) |
50±1 |
| — потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |
| Условия эксплуатации:
— температура окружающей среды, °С |
от — 60 до + 85 |
| — относительная влажность, %, не более |
95 |
| Габаритные размеры, мм, не более — высота |
1000 |
| — ширина |
1050 |
| — длина |
950 |
| Масса, кг, не более |
1000 |
| Примечание: * — при условии сохранения текучести измеряемой среды |
Таблица 4 — Показатели надежности
| Наименование параметра |
Значение |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
100 000 |
| Средний срок службы, лет, не менее |
25 |
Знак утверждения типа
наносится на маркировочную табличку, прикрепленную к корпусу расходомера, методом лазерной гравировки и/или на титульном листе руководства по эксплуатации расходомера типографским способом.
Комплектность
Комплектность расходомера приведена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность расходомера
| Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. (экз.) |
| Расходомер многофазный |
SPMF-P |
1 шт. |
| ПО сервисное |
_ |
1 шт. |
| Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (ЗИП) |
_ |
1 комплект |
| Руководство по эксплуатации |
_ |
1 шт. |
| Паспорт |
SPMF-P.P001.0001.2023 ПС |
1 шт. |
| Методика поверки поставляется по требованию потребителя. |
Сведения о методах измерений
приведены в разделе 3.6.1 «Сведения о методиках (методах) измерений» руководства по эксплуатации Расходомеры многофазные SPMF-P.
Нормативные документы
Постановление Правительства РФ от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений» (перечень, п. 6.2.1, п. 6.5);
ГОСТ Р 8.1016-2022 «ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»;
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков»;
Стандарт предприятия Q/91510100MA656NCW6L.02.02-2023.
