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
Лицензия на изготовление и ремонт средств измерения № 000717 открыть (228.4 Кб, jpg)
Разрешение на применение оборудования №РРС 00–30232открыть (1123.7 Кб, jpg)
Сертификат соответствия РОСС RU.АЯ36.В28628 открыть (161.83 Кб, jpg)
Сертификат соответствия POCC RU.АЯ36.В23716открыть (1940.92 Кб, jpg)
Сертификат соответствия POCC RU.АЯ36.B24539 открыть (1156.26 Кб, jpg)
Сертификат соответствия POCC RU.АЯ36.B24540открыть (1013.92 Кб, jpg)


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
150 и выше
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

  © 2014 Компания «ОЗНА»
Правила использования | Помощь по сайту | Контакты
Создание сайта Уфа - Architect Создание сайта Уфа - Architect