1 - ОТБОР ПРОБЫ
Для корректной работы расходомера необходимо произвести калибровку путем отбора пробы из скважины.
РАсходомер мультифазный поточный
данная страница дорабатывается
Продукт находится на стадии прохождения опытно-промысловых испытаний.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ И ПРЕИМУЩЕСТВА
Многофазные расходомеры имеют ряд преимуществ, в том числе:
Точные измерения. Многофазные расходомеры предназначены для точного измерения расхода смеси жидкостей, включая нефть, воду и газ. Они могут обрабатывать сложные условия потока и обеспечивать точные измерения каждого компонента смеси.
Экономичность: многофазные расходомеры экономичны, поскольку они могут одновременно измерять несколько фаз, что снижает потребность в отдельных расходомерах для каждой фазы.
Универсальность. Многофазные расходомеры могут использоваться в различных отраслях промышленности, включая добычу нефти и газа.
Мониторинг в режиме реального времени. Многофазные расходомеры могут обеспечивать мониторинг потока жидкости в режиме реального времени, что позволяет немедленно обнаруживать любые проблемы или аномалии в потоке.
Сокращение времени простоя: многофазные расходомеры могут помочь сократить время простоя, поскольку они обеспечивают точные измерения расхода жидкости, что позволяет проводить своевременное техническое обслуживание и ремонт.
В целом, многофазные расходомеры предлагают надежный, точный и экономичный способ измерения расхода сложных смесей жидкостей в нефтегазовой промышленности.
RnD
межповерочный интервал влагомера
ВЛАГОМЕР МУЛЬТИФАЗНЫЙ ПОТОЧНЫЙ МФР.0704
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ссылки для скачивания
Полные технические характеристики
Описание типа средства измерения
Методика поверки
Приказ об утверждении типа средства измерения
Сертификат соответствия регламенту 012/2011 ТР TC
Сертификат соответствия 004/2011 ТР TC
ВЫСЫЛАЮТСЯ ПО ЗАПРОСУ
| Диапазон измерений обводненностей, % | 0 - 100 | |
| Диапазон измерений при доле газа, GVF % | 0 - 98 | |
| Максимальное давление, МПа | 4,0 | |
| Условный диаметр, DN | 50 | |
| Температура рабочей среды, C | +5 до +65 | |
| Температура окружающей среды, С | от -45 до +60 | |
| Относительная погрешность, % | ||
| При доле газа 0% | до 1,5% | |
| При доле газа свыше 0% до 30% | до 2,0% | |
| При доле газа свыше 30% до 60% | до 3,0% | |
| При доле газа свыше 60% до 90% | до 5,0% | |
| При доле газа свыше 90% до 98% | до 7,0% | |
| Потребляемая мощность не более, Вт | 160 | |
| Внешний интерфейс | Modbus, 485, 4-20 | |
| Плотность пластовой воды не более, кг/м3 | 1 200 |
Процесс калибровки
2 - СЕПАРАЦИЯ ПРОБЫ
Далее необходимо отделить нефть от воды любым подходящим для этого способом.
3 - СЪЕМ ХАРАКТЕРИСТИК
Далее необходимо изменить проводимость пластовой воды и диэлькометрическую составляющую нефти специальным эталонным устройством.
4 - ВНЕСТИ ДАННЫЕ В ПО
Данные с эталонных устройств вносятся в ПО влагомера (руками или автоматически, в зависимости от конфигурации системы).
5 - КАЛИБРОВКА НА АГЗУ
В случае установки влагомера на ПСМ АГЗУ, необходимо произвести калибровку всех скважин которые будут заменяться.
6 - ПРОВЕРКА
Раз в 5-6 месяцев рекомендуется сверять фактическую проводимость пластовой воды с калибровочной характеристикой.