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

Подписка Добавить в закладки


TUV

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

Установка автоматизированная измерительная «ОЗНА-ИМПУЛЬС»

  • Общая информация
  • Технические характеристики
  • Заказ

Установка автоматизированная измерительная «ОЗНА-ИМПУЛЬС»

Измерительная установка «ОЗНА-Импульс» основана на принципе трехфазного гидростатического измерения, вы пускается с 2003 года и является собственной разра­боткой специалистов Компании ОЗНА. Данные установки эксплуатируются во всех ведущих нефтяных компаниях.

Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления техно­логическими процессами нефтедобычи.

Измерительная установка «ОЗНА-Импульс» основана на принципе трехфазного гидростатического измерения, выпускается с 2003 года и является собственной разра­боткой специалистов Компании ОЗНА.

Данные установки эксплуатируются во всех ведущих нефтяных компаниях.

Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления техно­логическими процессами нефтедобычи.

Назначение

Измерительные установки «ОЗНА-Импульс» предназ­начены для:

  • измерения массы и среднесуточного массового расхода сепарированной сырой нефти - водонефтяной смеси;
  • измерения объема и среднесуточного объемного расхода свободного нефтяного газа;
  • определения массы и среднесуточного массового расхода сепарированной безводной нефти.

Погрешность измерений параметров - в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.615-2005.

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

  • Относительно низкая стоимость исполнения;
  • Надежная, стабильная, бесперебойная работа на начальной фазе эксплуатации месторождения;
  • Замер в условиях наличия высокого газового фактора;
  • 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 (до 30 дней);
  • Возможность произведения замера периодически действующих скважин;
  • Возможность увеличения сроков гарантии на ряд узлов;
  • Возможность учета растворенного газа.

Устройство установки

Установка состоит из технологического и аппаратурного бло­ков, размещаемых в блок-боксах.

В состав технологического блока входят сепарационная емкость оригинальной конструкции с камерой измерения дебита и камерой измерения плотности, трубопроводная арматура и контрольно-измерительные приборы.

В состав аппаратурного блока входят: блок измерений и обра­ботки информации (БИОИ) и блок силового управления (БСУ).

Установки различаются количеством подключаемых скважин (от 1 до 14).

Установки могут выпускаться с пропускной способностью по жидкости: 400, 750, 1500 т/сут.

Варианты исполнения

  • С внутренним покрытием трубопроводов и изме­рительной емкости;
  • С дополнительной установкой устройства подачи химических реагентов;
  • С дополнительной комплектацией переходами для привязки к кусту;
  • С дополнительной комплектацией радиомачтой;
  • Измерительные модули установок «ОЗНА-Импульс» рассчитаны на номинальный расход (дебит) по жидкости 400, 750, 1500 т/сут, при максимальном значении газового фактора 150 м³/т;
  • Для установок с номинальным значением дебита 400, 750, 1500 т/сут. используются вертикальные измерительные емкости, выполненные в виде трех сочлененным цилиндрических сосудов.

Принцип работы установки

Газоводонефтяная смесь от скважины (или переключателя скважин), пройдя входную задвижку, поступает в циклон­ную гильзу сепаратора, где она разделяется на жидкостную и газовую фазы. Газ, обогнув обечайку циклонной гильзы, пройдя каплеотбойные пластины и горизонтальный газоосу­шитель, через трехходовой кран и выходную задвижку ухо­дит в коллектор. Жидкость, отделившись от газа, попадает в накопитель жидкости и начинает заполнять ее. При этом жидкость не может попасть ни в отстойник, ни в выходной трубопровод, так как проходной кран закрыт, а запорный орган трехходового крана расположен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен отводящий трубопровод газоосушителя, а трубопровод, отводящий жидкость из сепа­ратора, отсечен от него. 

После достижения уровня жидкости чувствительного эле­мента преобразователя гидростатического давления столба жидкости сепаратора, пропорционально дальнейшему росту уровня (массы) жидкости, начинает изменяться значение выходного сигнала этого преобразователя. При достижении уровня кромки горизонтального газоосушителя жидкость начинает переливаться в отстойник. 

Признаком начала перелива (заполнения отстойника) являет­ся стабилизация значения выходного сигнала преобразовате­ля сепаратора и, несколько позже, начало изменения выход­ного сигнала такого же преобразователя, смонтированного на отстойнике жидкости. 

Признаком конца заполнения отстойника является синхро­низация изменения (прироста) значений выходного сигнала обоих преобразователей. После заполнения отстойника водонефтяной смесью запорный орган трехходового крана пере­ходит в положение, при котором газоотводящий трубопровод отсекается, а жидкостной трубопровод соединяется с выход­ным трубопроводом. При этом газ, накапливающийся в верх­ней части сепаратора и в горизонтальном газоосушителе, начинает выталкивать жидкость из накопителя сепаратора в выходной трубопровод, уровень ее начинает снижаться, зна­чения выходного сигнала обоих преобразователей синхронно уменьшаются. 

После падения уровня жидкости ниже кромки горизонтально­го газоосушителя значение выходного сигнала преобразова­теля отстойника стабилизируется (при этом БИОИ фиксирует это значение, производит измерение плотности газирован­ной жидкости и производит определение верхней уставки по уровню жидкости сепаратора), а значение выходного сигнала преобразователя сепаратора продолжает снижаться. 

При достижении выходного сигнала этого преобразователя нулевого значения запорный орган трехходового крана вновь устанавливается в первоначальное положение, и вновь начи­нается заполнение накопителя жидкости сепаратора. 

В процессе повторного (и последующих) налива, при достиже­нии значения выходного сигнала преобразователя сепаратора значения нижней уставки (ее определяют и вводят в память БИОИ в процессе градуировки накопителя жидкости сепара­тора при определении коэффициента массы), БИОИ запуска­ет, а при достижении значения верхней уставки — останавли­вает таймер, после чего фиксирует значение среднесуточного массового расхода жидкости. Спустя некоторое время, необ­ходимое для повышения уровня жидкости несколько выше кромки горизонтального газоосушителя, трехходовой кран переключается на слив жидкости. В процессе повторного (и последующих) слива жидкости при достижении значения выходного сигнала преобразователя сепаратора значения верхней уставки БИОИ запускает, а при достижении значения нижней уставки — останавливает таймер, после чего фик­сирует значение среднесуточного объемного расхода газа в рабочих условиях и приводит его к стандартным условиям. 

В процессе отстоя жидкости в отстойнике, при постепенном разрушении эмульсии, коагуляции и выделении из нее газа происходит рост значения ее плотности, сопровождающийся снижением уровня жидкости, частично восстанавливаемого жидкостью, стекающей с каплеотбойных пластин горизон­тального газоосушителя. 

Однако для того, чтобы быть уверенными, что отстойник жид­кости полный, при каждом цикле налива, в процессе измере­ния расхода жидкости, уровень ее в накопителе сепаратора (как было сказано выше) доводят до того значения, при кото­ром происходило первичное заполнение отстойника жидко­сти. Время выдержки жидкости в отстойнике (для конкретной скважины) БИОИ определяет опытным путем, оно определяет­ся наступлением момента стабилизации значения выходного сигнала преобразователя отстойника жидкости. 

После наступления момента стабилизации БИОИ производит последнее в данной серии измерение плотности жидкости и последнее измерение среднесуточного объемного расхода газа, после чего, оставив трехходовой кран в прежнем поло­жении, открывает проходной кран, и жидкость из отстойника выталкивается газом совместно с остатками жидкости нако­пителя сепаратора. Используя последнее значение плотности жидкости, БИОИ определяет содержание воды в жидкости, среднесуточный массовый расход нефти, вновь закрывает проходной кран и начинает второй цикл заполнения отстойни­ка жидкости. 

Порядок измерений и определений параметров при втором и последующих циклах заполнения жидкостью отстойника ана­логичен описанному выше.

Разрешительная документация

Наименование документаДля печати
Свидетельство об утверждении типа на  "ОЗНА-Импульс"открыть (pdf)
Свидетельство на ПО "ОЗНА-Импульс"открыть (jpg)
Сертификат соответствия на "ОЗНА-Импульс"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


Коммерческий отдел:      
тел./факс: (34767) 9-50-11, 4-01-59  
zu@ozna.ru

Технические характеристики


Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки)1-14
Диапазон номинальных значений дебита, подключенных к установке скважин, т/сут400,750,1500,2000
Рабочее давление, МПа (атм), не более4,0 (40)
Характеристика рабочей среды:
рабочая среда
температура, °C
кинематическая вязкость жидкости при t - 20 °C 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
от 5 до 70
до 120
700 - 900
1000 - 1200
от 0 до 100
не более 7
не более 0,05
не более 2
до 100
Содержание нефтяного газа в г/ж смеси в рабочих условиях, м³/м³, не менее0,1
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
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 сырой нефти
при измерениях массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:
до 70%
от 70% до 95%

± 2,5


± 6,0
± 15,0
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 +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
Исполнение приборов, устройств и электрооборудования технологического блокавзрывозащищенное
Исполнение электрооборудования блока аппаратурногообщепромышленное


Заказ

Опросный лист (98Kb, .xlsx)

 

  © 2017 Компания «ОЗНА»
Правила использования | Помощь по сайту | Контакты
Создание сайта Уфа - Architect Создание сайта Уфа - Architect