MPFM 2600

Многофазный расходомер 

Roxar MPFM 2600 – многофазный расходомер третьего поколения, функционирующий на новом принципе измерений. Технология Zector включает в себя новый тип полевой электроники, новую схему расположения электродов и усложненную систему обработки сигналов на базе технологии анализа объемных элементов, которая обеспечивает не доступную ранее более высокую точность измерений.

Устройство Roxar MPFM 2600 позволяет сделать его более легким и компактным. Прибор с внутренним диаметром 3 дюйма весит 110 кг. и имеет длину 650 мм., т.е. на 80% легче и на 50% короче аналогичного расходомера Roxar предыдущего поколения. Это позволяет использовать MPFM 2600 в качестве постоянных измерителей фазовых дебитов на отдельных скважинах и устанавливать их в ранее недоступных местах. Стандартная модификация не включает радиоактивных элементов и покрывает полный диапазон рабочих условий: по обводненности – от 0 до 100%, по объемному содержанию газа в потоке при актуальных условиях (GVF) – от 0 до 95%. В особых случаях рекомендуется включение в конфигурацию компактного гамма-плотномера.

Наиболее существенной особенностью прибора Roxar MPFM 2600 является применение технологии Zector, включающей три основных элемента: обработку сигналов от объемных элементов потока, новую геометрию электродов DP26 и новую электронику измерения сопротивлений.

• Обработка сигналов от объемных элементов потока – позволяет характеризовать течение в каждом отдельном объемном элементе (объемном пикселе) потока во времени (4D). В отличие от модели предыдущего поколения, определяющей две дискретные скорости, прибор третьего поколения представляет собой систему определения мультискоростей. Такой подход увеличивает точность измерений и производительность прибора, в том числе, в случаях сложных условий и режимов течения. Измерения пристеночных эффектов и перетоков между различными объемными элементами обеспечивают всестороннее картирование динамики потока;
• Новая компактная Геометрия Электродов Датчика DP26 – позволяет осуществлять измерения по отдельным секторам в дополнении к измерению эффектов по всему поперечному сечению потока в целом. В результате повышается точность и надежность измерений за счет того, что фракционный состав потока и скорости течения фаз определяются в каждом таком сегменте. В свою очередь, компоновка электродов также осуществляется в совершенно новом варианте – без внутренних проводов и точек пайки. Это упрощает и ускоряет процесс калибровки и существенно увеличивает степень согласованности данных от различных приборов;
• Новая система Полевой Электроники позволяет использование комбинированной схемы измерений емкостных свойств и электропроводности. В итоге, в ситуации изменения нефтесодержащая – водосодержащая жидкость (диэлектрик – проводник) переключение осуществляется не за секунды (как в расходомерах второго поколения), а за миллисекунды;
• Полевой извлекаемый/заменяемый вставной элемент Вентури – позволяет увеличить срок службы и расширить рабочий диапазон прибора. Кроме того, его использование решает проблему неопределенности выбора оптимального размера расходомера в случае недостаточно надежных данных прогноза добычи. Компактный изолирующий вентиль и мульти трансмиттер давления, температуры и дифференциального давления обеспечивают высокоточные измерения дифференциального давления.

MPFM 2600 использует аналоговые устройства Blackfin®Processor с низким энергопотреблением, что существенно увеличивает возможности системы по скорости и объемам обработки сигналов.

Монтаж – вертикальный с восходящим потоком
Измеряемая среда – нефть/ вода / газ
Диаметр условного прохода – от 50,8 мм. до 203,2 мм. (от 2“ до 8“)
Типоразмер/внутренний диаметр – 4/50,4/67, 6/87, 8/132,10/173 “ /мм
Объёмное содержание газа в потоке (GVF) – от 0 до 100%
Вязкость измеряемой среды – любая
Плотность измеряемой среды – не более 1200 кг/м3
Максимальное давление в трубопроводе – не более 34,5 МПа
Температура измеряемой среды – от -20 до +130ºC
Интерфейс связи – RS-232/RS-485/Ethernet
Протокол обмена данными – Modbus ASCII/RTU/TCP
Допускаемая относительная погрешность измерений массы и массового расхода сырой нефти при содержании объемной доли газа – от 0 % до 90 % не более 2,5%
Допускаемая относительная погрешность измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды:
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 70 % – не более 6%
- при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70% до 95% – не более 15%
Допускаемая относительная погрешность измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям при содержании объемной доли газа от 25% до 100% – не более 5%

Сертификат соответствия EAC Открыть

Свидетельство об утверждении типа средств измерений Открыть
Missing Consumer Key - Check Settings