Номер по Госреестру СИ: 63591-16
63591-16 Расходомеры многофазные
(NetOil&Gas)
Назначение средства измерений:
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.
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 1
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 2
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 3
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 4
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 5
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 6
Внешний вид.
Расходомеры многофазные
Рисунок № 7
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства - 30.03.2021
Номер записи -
ID в реестре СИ - 377202
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации, NetOil&Gas,
Производитель
Изготовитель - АО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да
Каталог СИ, используемый в сервисе ОЕИ-Аналитика имеет трехуровневую структуру вида: области измерений (более 20), разделы областей измерений (более 250) и группы СИ (более 10 тыс.). При разработке каталога были использованы как существующие кодификаторы: МИ 2803-2014, МИ 2314-2006, МИ 2314-2022, так и собственные наработки. Перед применением каталог был адаптирован и обогащен данными из реального реестра, утвержденных типов СИ ФГИС АРШИН.
Отчет «Каталог типов СИ АРШИН по группам СИ» сортирует типы СИ в зависимости от выбранной группы СИ (можно выбрать нескольких групп СИ одновременно) и представляет их списком в виде удобной для дальнейшей работы таблицы. Таблица обладает функциями поиска и сортировки по любой из колонок. К группам СИ отнесены устойчивые словосочетания наименований типов СИ, состоящие максимум из 3 слов.
Таблица содержит минимум 8 колонок:
По каждому типу СИ приведены: номер в гос. реестре с ссылкой, наименование типа СИ, наименование фирмы-производителя, ссылка на описание типа и методику поверки (если они имеются), величина интервала между поверками, а также, количество поверок по годам (начиная с 2020).
Статистика
Кол-во поверок - 4
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 2
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№1161 от 2016.08.22 О внесении изменений в описание типа на установки измерительные Мера-МР
№361 от 2016.03.30 Об утверждении типов средств измерений
№864 от 2018.05.07 О внесении изменений в описание типа на расходомеры многофазные NetOil&Gas
Наличие аналогов СИ: Расходомеры многофазные (NetOil&Gas)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений АО "ГМС Нефтемаш"
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
52747-13 29.12.2022 |
Установки измерительные, Мера-ММ АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
3 года |
|
56231-14 07.12.2023 |
Установки измерительные, Мера-МР АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
62125-15 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке Газотурбинной электростанции 42 МВт Тямкинского месторождения ООО "РН-Уватнефтегаз", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
62578-15 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой приемо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО "Варьеганнефть", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
1 год |
|
62584-15 |
Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО "Варьеганнефть", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
3 года |
|
63105-16 |
Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз"), Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
1 год |
|
63591-16 30.03.2021 |
Расходомеры многофазные, NetOil&Gas АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
65009-16 09.09.2021 |
Установки измерительные, МЕРА-МИГ АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
65026-16 09.09.2026 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.101 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года. |
|
72944-18 30.10.2024 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.102 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
73208-18 22.11.2024 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.103 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
74635-19 |
Система измерений количества и параметров газа на газопроводе УПН ДНС-1 Тагринского месторождения - КС-3 "Варьеганская", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
2 года |
|
76362-19 18.10.2024 |
Установки измерительные, МЕРА-ММ.(SPD) АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
4 года |
|
76878-19 |
Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа газопровода "Западно-Усть-Балыкское месторождение - Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
3 года |
|
77418-20 |
Система измерений количества и показателей качества нефти Сузунского месторождения АО "Сузун" на т.11 (заводской № 5609), АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень) |
ОТ МП |
1 год |
Кто поверяет Расходомеры многофазные (NetOil&Gas)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| АО "ГМС НЕФТЕМАШ" (RA.RU.311402) | 3 | 1 | 1 | 2 | 0 | 3 | 1 | 2 | ||
| ОАО "ГМС Нефтемаш" (RA.RU.311402) | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Расходомеры многофазные (NetOil&Gas)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|---|---|
|
ФБУ Кузбасский ЦСМ Кемеровская область |
11431 | 11431 |
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 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на корпус устройства обработки информации расходомеров методом наклейки и в левом верхнем углу титульного листа руководства по эксплуатации типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений отсутствуют.
Нормативные и технические документы
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
Лист № 7
Всего листов 7 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
Поверка
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.
Изготовитель
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 научноисследовательский 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
Принцип действия расходомеров основан на использовании комбинации результатов измерений и вычислений параметров многофазного потока расходомером массовым I/A Seriesc 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.
П реобразователь температуры
Устройство обработки информации
Измеритель обводненности
Измерительный преобразователь массового расхода
Перви-ный п ресбразова тель массового р=о;ода
Преобразователь давления измерительный
Рисунок 1 - Общий вид расходомеров многофазных NetOil&Gas
Механизм блокировки корпуса CFT51
Механизм блокировки клеммной коробки CFT5L
Рисунок 3 - Измерительный преобразователь массового расхода
Рисунок 4 - Преобразователь давления Рисунок 5 - Преобразователь температуры Измерительный
Рисунок 6 - Измеритель обводненности
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. |
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 |
11/2 |
2 |
3 |
|
Диапазон массового расхода жидкости |
от 1 до |
от 3 до |
от 7 до |
от 12 до |
от 27 до |
|
без газа, т/сут |
60 |
300 |
700 |
1150 |
2700 |
|
Максимальная объемная доля газа (ОДГ), % |
50 |
50 |
50 |
50 |
50 |
|
Диапазон массового расхода жидкости |
от 10 |
от 43 |
от 108 |
от 173 |
от 410 |
|
при максимальной ОДГ, т/сут |
до 32 |
до 144 |
до 360 |
до 576 |
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 |
от |
от |
от |
от |
от |
от |
от |
от | |
|
скважинной жидкости, |
от 1201 |
1401 |
1601 |
1801 |
2001 |
2201 |
2401 |
2601 |
2801 |
|
мм2/с |
до 1400 |
до |
до |
до |
до |
до |
до |
до |
до |
|
1600 |
1800 |
2000 |
2200 |
2400 |
2600 |
2800 |
3000 | ||
|
Диапазон массового |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
от 12 |
|
расхода жидкости без газа, т/сут |
до 160 |
до 140 |
до 125 |
до 115 |
до 103 |
до 95 |
до 88 |
до 82 |
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), %:
|
±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: о температура окружающей среды, С - устройство обработки информации |
от 0 до +50 |
|
- измерительная часть на раме |
от -20 до +85 |
|
Габаритные размеры, мм, не более |
1520х910х2080 |
|
Масса с преобразователем расхода, кг, не более - CFS10, DN 15 мм (1/2") |
390 |
|
- CFS10, DN 25 мм (11") |
400 |
|
- CFS10, DN 40 мм (11/2") |
430 |
|
- CFS10, DN 50 мм (2") |
455 |
|
- CFS20, DN 80 мм (3") |
545 |
|
Относительная влажность (без конденсации), % |
до 100 |