Установки измерения дебита скважины УИДС.НТ

Установки измерения дебита скважины УИДС.НТ предназначены для непрерывных измерений в одиночной добываемой из нефтяной скважины сырой нефти: объёма и объёмного расхода, плотности при рабочих условиях фаз сырой нефти (эмульсии, обезвоженной нефти, воды), с последующим вычислением массы сырой нефти, а также для измерений объема свободного нефтяного газа при рабочих условиях и приведения их к стандартным условиям в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005.

Принцип действия Установки основан на косвенных измерениях массы сырой нефти , массы сырой нефти без учета воды (далее- обезвоженной нефти) и прямых измерений объема свободного газа в рабочих условиях расходомером -счетчиком жидкости/газа типа ЭРВИП.НТ.


Есть вопросы по продукции компании?
Получите помощь, профессионалов!
Получить консультацию



Количество подключаемых скважин 1
Диапазон измерения:  
- массового расхода сырой нефти, т/сутки от 2 до 400
- объемного расхода попутного нефтяного газа при р.у., м³/сутки от 1,6 до 3000
Рабочее давление, МПа, не более 4,0
Питание электрических цепей:  
- род тока переменный
- напряжение, В 380/220
- отклонение напряжения питания сети, % от -15 до +10
- частота переменного тока, Гц 50± 1
- потребляемая мощность, кВА, не более 20
Характеристика окружающего воздуха:  
интервал температур,  °С   от -45 °С (У1) и -60 °С (УХЛ1) до +40 °С  
  
 
Характеристика рабочей среды-газожидкостная смесь (нефть, плавтовая вода, газ):  
- температура,  °С, м²/с, в пределах   от 5 до 60
- вязкость жидкости, м²/с, не более 120
- давление рабочей среды, МПа, не более 4,0
- плотность нефти, кг/м³ 700-900
- плотность пластовой воды, кг/м³ 1000-1200
- диапазон значений объемной доли пластовой воды в жидкости (обводненность нефти), % от 0 до 95
- содержание парафина, массовая доля, % до 7,0
- содержание механических примесей, мг/л, не более 3000
- размер механических примесей, мм, не более 5,0
- содержание сероводорода, объемное, % до 2,0
- максимальное значение содержания газа в нефти, газовый фактор, м³/т ( в стандартных условиях) 150
Пределы допускаемой относительной погрешности, %:  
- при изменении массы и массового расхода жидкости  ±2,5
- при измерениях объема и объемного расхода газа (в стандартных условиях)  ±5,0
- при определениях массы и массового расхода нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:  
- до 70%  ±6,0
- от 70% до 95%  ±15,0
Срок службы, лет 10

 






ЗИП для данной продукции не обнаружены