Решением для измерения дебита скважин на крупных нефтяных месторождений, когда скважины располагаются на далеком расстоянии от базовых объектов, является установка УИДС.НТ.
Установки «УИДС.НТ» являются альтернативой измерительной установки БИУС, и предназначены для измерений объема, объемного расхода в добываемой из нефтяных скважин сырой нефти, газо- жидкостной смеси (ГЖС), а также для измерений объёмного расхода и объема нефтяного газа при рабочих условиях и приведения их к стандартным условиям. Установка позволяет измерять плотность при рабочих условиях эмульсии, нефти, воды, с последующим вычислением их массы и массового расхода.
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 |
Шиберная заслонка с гидроприводом (ШЗ-ГП) предназначена для периодического кратковременного открытия прохода жидкости (газа) в трубопроводе, а также для создания перепада давления между замерным сепаратором и общим коллектором автоматизированной измерительной установки (АГЗУ) "Спутник". Рабочей средой для устройства может быть попутный газ, нефтепродукты.
Конструкция и составные части представлены на Рис.1
Устройство состоит из шиберной заслонки 1, гидроцилиндра 2 и имеет присоединительные фланцы 3 с размерами, соответствующими фланцами стандартной клиновой задвижки.
В качестве запорного элемента в устройстве используется шибер 4, который приводится в движение рычагом 5 через валик 6. Рычаг 6 в свою очередь приводится в движение через проушину 7 и тягу 8 гидроцилиндром 2 при подаче гидравлической жидкости в подпоршневую полость. После соединения подпоршневой полости со сливом, шибер 4 под действием пружины 9 возвращается в исходное положение.
Регулировка исходного положения шибера осуствляется вворачиванием штока 10 в проушину 7 и контрится гайкой 11. Открытое положение шибера регулируется гайкой 12 и контрится винтом 13.
Рис.1 Шиберная заслонка с гидроприводом ШЗ-ГП-1
1- шиберная задвижка; 2-гидроцилиндр; 3- присоединительные фланцы;
4- шибер; 5- рычаг; 6- валик; 7- проушина; 8- тяга; 9- пружина; 10- шток; 11,12- гайка; 13- винт.
Наименование параметра | ШЗ-ГП-1 | ШЗ-ГП-1.1 | ШЗ-ГП-3.1 |
Значение параметра |
|||
Условное давление по ГОСТ 356, МПа, не более | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
Пробное давление по ГОСТ 356, МПа, не более | 6,0 | 6,0 | 6,0 |
Внутренний диаметр заслонки, мм | 41 | 41 | 58 |
Температура рабочей среды | -50...+50 | -50...+50 | -50...+50 |
Норма герметичности | по ГОСТ 9544 | по ГОСТ 9544 | по ГОСТ 9544 |
Класс герметичности | А. | А. | А. |
Ширина шибера, мм | 3 | 6 | 5 |
Габаритные размеры, мм, не более (длина*ширина*высота) | 250*160*510 | 250*160*510 | 310*195*550 |
Масса, кг, не более | 34 | 34 | 45 |
Средняя наработка на отказ не менее - 4500ч;
Срок службы, лет - 10.
Необходимость в модернизации АГЗУ "Спутник" появилась в связи с появлением национального стандарта ГОСТ Р8.615-2005 "ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа". В соответствии с документом, применяемые в настоящее время АГЗУ не отвечают требованиям стандарта по составу измеряемых параметров и по метрологическим характеристикам. В установках измеряется только объемный расход жидкости, в то время как стандарт требует приведенного к стандартным условиям.
Техническое решение по модернизации АГЗУ "Спутник" с установкой кориолисовых расходомеров, влагомеров.
Состав работ по модернизации:
техническое освидетельствование;
ремонт установки согласно результатам технического освидетельствования;
модернизация установки;
стыковка системы АСУ ТП с верхним уровнем.
Наше предприятие последовательно занимается новыми технологиями, решающими проблемы измерения дебита нефтяных скважин, измерениями расхода откачиваемой продукции нефтяных скважин на оперативных узлах учета нефти и соответственно производством всевозможного оборудования для реализации предлагаемых новых технологий.
Предприятие производит ремонт и модернизацию замерных установок с получением результатов измерения продукции нефтяных скважин в соответствии с требованиями ГОСТР 8.615. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа.
Ведется разработка измерительных установок, в которых продукция нефтяных скважин для измерения готовится, путем отстоя и поочередно, по компанентно, (свободная вода, эмульсия водонефтяная, нефть и газ) подготовленная для измерения прогоняется через одну измерительную линию с определением ее состава в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615.
Предлагаемое техническое решение за счет сокращения в два раза количества средств измерения, ввиду применения одной измерительной линии и для жидкости, и для газа, позволит существенно снизить расходы при приобретении замерной установки, значительно сократить эксплуатационные затраты, и как следствие, повысить надежность работы оборудования, достоверность получения информации, кратно превышающая требования ГОСТ Р 8.615 при обводненности измеряемой продукции нефтяных скважин превышающей более пятидесяти процентов.
В основе всех этих предложений по новым технологиям измерений расхода заложен разработанный нашими специалистами Электронный Расходомер Вихревой Импульсных Потоков (ЭРВИП), позволяющий измерять расход или жидкости, или газа.
Предлагаем Вам провести опытно-промышленные испытания нашего оборудования, предлагаемых оригинальных технических решений с применением новых технологий на базе этого расходомера.
Презентация: Модернизация АГЗУ
Характеристика |
Значение характеристики |
Диапазон измерений расхода газа в рабочих условиях , м³/ч |
от 1,4 до 1000 |
Диапазон измерительного канала массового расхода жидкости, т/сут |
От 0,1 до 3000 |
Рабочее давление, МПа, не более |
4,0 |
Напряжение питания для средств измерений , В: |
|
от сети переменного тока с частотой питания (50 ± 1) Гц |
От 200 до 240 |
от источника постоянного тока |
От 12 до 24 |
Потребляемая мощность, Вт, не более |
150 |
Температура окружающего воздуха, °С |
от минус 40 до плюс 50 |
Характеристики рабочей среды - газожидкостной смеси (нефть, пластовая вода, газ) |
|
температура, °С |
от 1 до 90 |
вязкость жидкости, 10-6 м²/с, не более |
120 |
давление рабочей среды, МПа, не более |
4,0 |
плотность нефти, кг/м³, не менее |
600 |
плотность пластовой воды, кг/м³ |
от1000 до1200 |
плотность замеряемой жидкости при t=20 °С, кг/м³ |
от 760 до 1 150 |
объемная доля пластовой воды в жидкости (обводненность нефти), % |
от 0 до 98 |
содержание парафина, массовая доля, % |
до 7,0 |
содержание механических примесей, мг/л, не более |
50 |
объемное содержание сероводорода, % |
до 2,0 |
содержание газа в нефти, газовый фактор, м³/т в стандартных условиях |
до 150 |
средняя наработка на отказ, ч, не менее |
17250 |
срок службы, лет |
10 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, % |
|
пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода жидкости (сырой нефти), % |
± 2,5 |
пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала расхода и объема газа (в стандартных условиях), % |
± 5,0 |
пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала массового расхода нефти, %, в диапазоне объемной доли воды до 70 % включительно более 70 до 95 % более 95 до 98 % |
± 6,0 ± 15,0 ± 30,0
|
Назначение средства измерений
Установки измерительные «Спутник-Массомер НТ.1» (далее – установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Описание средства измерений
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода скважинной жидкости (сырой нефти) в составе нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкости без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.
Установки состоят из блока контроля и управления (далее – БКУ) и блока технологического (далее – БТ).
Установки могут изготавливаться как в стационарном, так и в мобильном варианте исполнения, рассчитанном для подключения одной скважины. При изготовлении установок в мобильном варианте, блок БТ (вариант исполнения установок для подключения одной скважины) и блок БКУ устанавливаются в кузове прицепа или автомобиля, либо на шасси прицепа или автомобиля.
В состав БКУ входят силовой шкаф, блок измерений и обработки информации (далее – БИОИ).
В состав БТ, в зависимости от исполнения, входят средства измерений (далее – СИ): массы и массового расхода жидкости и газа, объемныe счетчики-расходомеры газа в газовой линии, поточный влагомер жидкости, датчики давления, температуры, загазованности, пожарной сигнализации и оборудование: защита от несанкционированного доступа, емкость сепарационная (далее - ЕС) , переключающие и регулирующие устройства, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой.
В зависимости от конструкции, комплектации средствами измерений и оборудованием установки выпускаются в четырех исполнениях:
- исполнение 1 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 2 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и массовым счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 3 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, поточным влагомером в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
- исполнение 4 – с массовым счетчиком-расходомером жидкости, без поточного влагомера в жидкостной линии и объемным счетчиком-расходомером газа в газовой линии;
Установки в разных исполнениях измеряют массу и массовый расход скважинной жидкости, массу и массового расход обезвоженной нефти, объем и объемный расход свободного газа, приведенные к стандартным условиям в автоматическом режиме с учетом:
– введенных в программу БИОИ значений плотности воды и нефти, измеренных стандартизованными методами в лабораторных условиях;
– поправок на давление и температуру рабочей среды;
– газосодержания рабочей среды.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются исполнения установок, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.
Т а б л и ц а 1 – Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок.
Наименование средства измерений |
Регистра-ционный № |
Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» |
45115-16 |
Счетчики-расходомеры массовые ROTAMASS |
27054-14 |
Расходомеры массовые Promass |
15201-11 |
Счетчики-расходомеры массовые СКАТ |
60937-15 |
Счетчик жидкости массовый МАСК |
12182-09 |
Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак |
47266-11 |
Массовый кориолисовый расходомер ЭМИС-МАСС 260 |
42953-15 |
Вихревой расходомер-счетчик газа ЭРВИП.НТ |
60269-15 |
Датчик расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
Счетчики газа вихревые СВГ |
13489-13 |
Контроллер универсальный МИКОНТ-186 |
54836-13 |
Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ-2300 |
14527-11 |
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 |
61953-15 |
Влагомер сырой нефти ВСН-АТ |
42678-09 |
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК |
59365-14 |
Влагомер сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/D/PIK |
46883-11 |
Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ/FS |
50171-12 |
Системы измерений количества жидкости и газа R-АТ-ММ |
39821-13 |
Преобразователи измерительные контроллеров программируемые I-7000, I-8000, M-7000 |
20993-06 |
Модули контроллерные МК-400 |
24642-03 |
Контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack |
16856-08 |
Контроллеры измерительные АТ-8000 |
42676-09 |
Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix 1 |
42664-09 |
Контроллеры измерительные R-AT-MM |
43692-10 |
Контроллеры измерительные R-AT-MM |
61017-15 |
Комплекс программно-технический «Мега» |
48782-11 |
Комплекс многофункциональный прграммно-технический «Инфолук» |
56369-14 |
Контроллеры измерительные Direct Logic |
17444-11 |