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
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