Главная
Вход
Закрыть форму авторизации
Логин

Пароль



Регистрация
Забыли свой пароль?
Карта сайта Рус Eng   Каз
Каталоги и презентации Форум техподдержки

Реализованные проекты

Реализованные проекты

Версия для печати Подписка Добавить в закладки


TUV

 АК «ОЗНА» сертифицирована
по стандартам ISO 9001:2000, 
ISO 14001:2004, OHSAS 18001:2007

Установка автоматизированная измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР»

  • Общая информация
  • Технические характеристики
  • Заказ

Установка автоматизированная измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР»

Установка «ОЗНА-Массомер» используется для измере­ния продукции нефтяных скважин. На протяжении долгих лет «ОЗНА-Массомер» занимает лидирующие позиции на рынке нефтепромыслового оборудования. Основными и постоянными заказчиками являются такие крупные нефтяные компании как Сургут­Нефтегаз, Роснефть, Газпромнефть, ЛУКОЙЛ, ТНК-ВР и др.

Измерительная установка «ОЗНА-Массомер» основана на принципе измерения разделенных потоков газа и жидкости массовыми кориолисовыми расходомерами и определения обводненности продукции скважин поточным влагомером или косвенным методом.

«ОЗНА - Массомер» имеет большое количество вариан­тов исполнения, которые удовлетворяют самым высоким требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях. Серийное производство установок обеспечивает заказчикам оптимальные условия и сроки поставки оборудования. Общий объем производства превышает 500 установок в год.

Назначение

Измерительные установки «ОЗНА-МАССОМЕР» предназначе­ны для:

  • измерений массы и среднесуточного массового расхода сепарированной сырой нефти — водонефтяной смеси;
  • измерений объема и среднесуточного объемного расхода свободного нефтяного газа;
  • измерений массы и среднесуточного массового расхода сепарированной безводной нефти.

Погрешность измерений параметров — в соответствии с тре­бованиями ГОСТ8.615–2005. Сертификат об утверждении типа средств измерения RU.C.29.006.A № 27855.

Установки применяются в системах внутрипромыслового сбо­ра нефти.

Особенности

  • Высокая точность замера;
  • Широкое применение для различных условий  эксплуатации;
  • Широкий диапазон одновременного измерения разных дебитов;
  • Наличие электронной/механической системы измере­ния уровня жидкости в сепараторе;
  • Межповерочный интервал 4 года.

Преимущества

  • Возможность непрерывной передачи данных с часто­той в 1 сек. и построение трендов;
  • Возможность беспроводной передачи данным;
  • Возможность хранения информации о замере в тече­ние определенного времени (30 дней);
  • Возможность произведения замера периодически действующих скважин;
  • Возможность увеличения сроков гарантии на ряд узлов;
  • Возможность учета растворенного газа.

Варианты исполнения измерительной установки «ОЗНА-МАССОМЕР»

  • В зависимости от диапазона номинальным значений дебита, подключенным к установке скважин, т/сут: 400, 1500, 2000, 3000, 4000;
  • Для флюида с низкой температурой до -3°С;
  • Для различным сред, в том числе агрессивных;
  • В зависимости от дебита по жидкости и газового фактора от 150 до 1000 нм3/т;
  • В зависимости от количества подключаемым скважин;
  • Мобильная (на шасси, на санях), стационарная;
  • Передвижная лаборатория промысловых исследова­ний (ЛПИ).

Устройство установки

Установки «ОЗНА-МАССОМЕР» включают в себя техно­логический, аппаратурный блоки и элементы системы жизнеобеспечения.

В состав технологического блока входят измерительный и распределительный модули.

Основным элементом измерительного модуля является двух­камерный горизонтальный сепаратор. Камеры сепаратора выполнены в виде цилиндров разного диаметра, располо­женных один над другим. Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из жидкости, а также для осушки газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера большего диаметра служит для сбора сырой нефти, стекающей из верхней камеры и вторичного выделе­ния газа из жидкости.

Распределительный модуль представляет собой арматурный узел, основным элементом которого является автоматически управляемый переключатель скважин многоходовой (ПСМ) или блок трехходовых кранов, обеспечивающий поочередное подключение скважин к измерительному модулю.

Аппаратурный блок включает в себя блок измерений и обра­ботки информации (БИОИ) и блок силового управления (БСУ).

БИОИ производит обработку измерительной информации, поступающей от преобразователей расхода, давления и тем­пературы, формирование измерительной информации по массе и среднесуточному массовому расходу сырой нефти и нефти, объему и среднесуточному объемному расходу газа, индикацию и передачу значений измеряемых и определяемых параметров по коммуникационным каналам, а также управ­ление процессом измерений.

Элементы системы жизнеобеспечения обеспечивают укры­тие (блок-боксы), обогрев, освещение, вентиляцию и пожарогазосигнализацию.

Дополнительные опции

1.Возможность ввода системы дозирования в коллектор установки;

2. Возможность установки фильтра очистки жидкости перед входом в сепаратор;

3. Возможность подогрева жидкости в сепараторе;

4. Возможность подогрева измерительной линии.


Принцип действия измерительного модуля и работа установки

Принцип действия измерительного модуля технологического блока установок:

с двумя расходомерами основывается на периодическом измерении массового расхода (массы), плотности и темпе­ратуры жидкости и объемного расхода (объема), давления и температуры газа.

с одним расходомером основывается на периодическом измерении массового расхода, плотности и температуры жидкости и ГЖС, определении объемного расхода жид­кости и ГЖС, измерении давления и температуры газа и определении расхода газа по разности значений объемного расхода ГЖС и жидкости.

Значения среднесуточного массового расхода нефти в обоих случаях определяются как разность значений среднесуточно­го массового расхода жидкости и пластовой воды.

Работа установки происходит следующим образом:

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин ПСМ (1). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из сква­жин направляется в сепарационную емкость (5), а продук­ция остальных скважин направляется в общий коллектор (11). В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости.

Газ попадает в полость сепаратора и далее, пройдя капле-отбойник, через открытую заслонку (13) и расходомер MICRO MOTION (в дальнейшем расходомер) (10) уходит в общий кол­лектор (11).

Жидкость стекает по полкам в нижний цилиндр сепаратора и накапливается в нем, клапан регулятора расхода зафиксиро­ван в положении «закрыто».

По мере роста уровня жидкости поплавок прикрывает заслон­ку, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к воз­растанию перепада давления между полостями сепаратора и коллектором.

При достижении величины перепада давления, между поло­стями сепаратора и коллектором верхнего предела срабаты­вания, клапан регулятора расхода резко устанавливается в положение «открыто» и жидкость начинает интенсивно посту­пать в коллектор через расходомер (10). В момент открытия клапана расходомер, установленный на жидкостном трубо­проводе, начинает измерение массы жидкости, прошедшей через него.

По мере слива жидкости из сепаратора уровень ее падает, поплавок открывает заслонку, газ поступает через расходо­мер, установленный на газовом трубопроводе, в коллектор. Расходомер начинает измерение массы газа, прошедшего через него.

По истечении времени единичного измерения, заданного для этого расходомера, в БИОИ поступает первое значение массы газа.

БИОИ производит расчет объема первой порции газа как отношение ее массы к значению плотности газа, введенному ранее в память БИОИ и расчет объемного расхода газа как отношение объема первой порции к заданному времени еди­ничного измерения.

После открытия заслонки давление в сепараторе начинает постепенно уменьшаться. При достижении значения пере­пада давления между полостями сепаратора и коллектором нижнего предела срабатывания, регулятор расхода резко закрывается.

При этом от жидкостного расходомера в БИОИ начнут посту­пать нулевые значения измерений массы жидкости.

После повторного повышения уровня жидкости и закрытия заслонки нулевые значения начнут поступать и от газового расходомера. Далее процесс повторяется.

По истечении заданного времени измерения дебита жидко­сти данной скважины, БИОИ переводит ПСМ на прием ГЖС от следующей скважины, обнуляя показания расходомера и по истечении, так называемого «времени коррекции» (т. е. време­ни необходимого для стабилизации процесса после возмуще­ния, вызванного переключением ПСМ), приступает к измере­нию дебита жидкости и

Разрешительная документация

Наименование документа Для печати
Свидетельство об утверждении типа на  "ОЗНА-МАССОМЕР"открыть (pdf)
Свидетельство об утверждении типа на  "ОЗНА-МАССОМЕР"-Коткрыть (pdf)
Разрешение на применение оборудования "ОЗНА-МАССОМЕР"открыть (pdf)
Разрешение на применение оборудования "ОЗНА-МАССОМЕР"-Коткрыть (pdf)
Сертификат соответствия на "ОЗНА-МАССОМЕР"открыть (pdf)
Сертификат соответствия на "ОЗНА-МАССОМЕР"-Коткрыть (pdf)
Сертификат соответствия ТС "ОЗНА-МАССОМЕР"открыть (pdf)



Информацию по данному продукту Вы также можете посмотреть в электронной версии каталога "Решения в области систем измерения" на странице сайта Каталоги и презентации

Документы

Принципиальные схемы установки ОЗНА-МАССОМЕР (532Kb, .pdf)
Компоновка и габаритные, присоединительные размеры ОЗНА-МАССОМЕР (799Kb, .pdf)

Технические характеристики



Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки)1 – 14
Рабочее давление, МПа, не более4,0 (40)
Питание электрических цепей:
 род тока
 напряжение, В
 допустимое отклонение напряжения питания сети, %
 частота переменного тока, Гц
 потребляемая мощность, кВа, не более

переменный
380/220
от -15 до +10
50±1
20
Характеристика окружающего воздуха:
 интервал температур

 относительная влажность, %

- 45 до + 40 (исп-е У1)
- 60 до + 40 (исп-е УХЛ1)
до 100
Характеристика рабочей среды:
 рабочая среда

 температура, оС
 кинематическая вязкость жидкости при t - 20оС сСт
 плотность нефти, кг/м3
 плотность пластовой воды, кг/м3
 содержание воды в жидкости, массовая доля,%
 содержание парафина, объемных %
 содержание механических примесей, массовых %
 содержание сероводорода, объемных, %
 газовый фактор, м3/т (при нормальных условиях)

газожидкостная смесь (ГЖС)
от 5 до 60
до 500
700–900
1000–1200
от 0 до 100
не более 7
не более 0,05
не более 2
до 500
Вид и количество входных/выходных сигналов (каналов)
БИОИ станции управления, не менее:

 унифицированные токовые сигналы входные (8 каналов)
 дискретные входные сигналы
панель оператора порт RS232
 совмещенный канал RS485/RS232, ModbusRTU
 канал Ethrnet


0-20 мА
16
8
3
1
по требованию Заказчика
Линии подключения внутренних «Modbus» информационных каналов (влагомер, расходомер) защищены устройством грозозащиты и искробезопасными барьерами.
Пределы допускаемой относительной погрешности, %
БИОИ при:

 измерениях унифицированных токовых сигналов
 измерениях интервалов времени
 измерениях числа импульсов
обработке информации


± 0,5
± 0,15
± 0,15
± 0,05
Установки (в соответствии с ГОСТ Р 8.615–2005):
 при измерениях массы и среднего массового расхода жидкости
 при измерениях массы и среднего массового расхода нефти по поддиапазонам объёмного содержания пластовой воды в сырой нефти:
 до 70%
 от 70% до 95%
 от 95% до 100%



± 2,5;


± 6,0
± 15,0
± 30,0
Исполнение приборов, устройств и электрооборудования технологического блока взрывозащищенное
Исполнение электрооборудования блока аппаратурного общепромышленное

Заказ

Опросный лист (200Kb, .xls)

Вернуться назад | Версия для печати

  © 2015 Компания «ОЗНА»
Правила использования | Помощь по сайту | Контакты
Создание сайта Уфа - Architect Создание сайта Уфа - Architect