УИ СПЕКТР М-120 (210, 420, 840)
Назначение
Предназначены для измерения в потоке продукции нефтяной скважины:
- объема сырой нефти;
- объема свободного попутного нефтяного газа;
- давления, температуры нефтегазоводяной смеси;
- массы сырой нефти*;
- массы сырой нефти без учета воды*;
- индикации, регистрации и хранения измеренной и обработанной информации.
* определяются в соответствии с методикой измерений, разработанной ФГУП «ВНИИР»
Область применения
Технологический учет добываемой продукции нефтяной скважины, исследование производительности нефтяной скважины и насосного оборудования.
Нефтедобывающая и химическая промышленность, в том числе взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно Ex-маркировке, ГОСТ 30852.13-2002 (МЭК 60079-14:1996), «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) гл. 7.3 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.
Принцип работы
В основу принципа работы установки заложен бессепарационный метод измерения, который опирается на изменение физического и термодинамического состояния нефтегазоводяной смеси. Измерение в двух различных состояниях объема, давления и температуры нефтегазоводяной смеси, позволяет решить задачу, определяющую объем сырой нефти и объем свободного нефтяного газа в потоке продукции нефтяной скважины.
Нефтегазоводяная смесь (НГС) поступает на вход установки, затем проходит проходит через фильтр 4 для очистки от механических примесей с размером более 1 мм. Затем через преобразователи расхода РИНГ 1, 2, установленные последовательно, и, в зависимости от комплектации, через пробоотборник 12. Между преобразователями расхода РИНГ расположен дросселирующий клапан 7, создающий разность давлений.
В первом преобразователе расхода 1 производится измерение объема НГС при давлении р1.
Во втором преобразователе расхода 2 производится измерение ее объема уже при давлении р2. При этом, р2 < р1. Падение давления на величину Δр= р1- р2 обеспечивается клапаном дросселирующим 7.
Изменение давления НГС влечет за собой изменение ее объема. Чем больше в НГС свободного нефтяного газа, тем больше изменяется объем НГС при изменении давления.
Для обеспечения нормируемых метрологических характеристик перепад давления должен составлять величину:
- Δр<1/8 р1 при р1<20 кгс/см²;
- Δр=2,5 кгс/см² при р1≥20 кгс/см²
Регулировка (настройка) Δр производится поворотом рукоятки клапана дросселирующего 7 (или изменением массы грузов, если используется клапан дросселирующий постоянного перепада давления).
Сигналы от датчиков поступают в блок БИОИ-5 (поз.3).
Блок БИОИ-5 принимает от датчиков результаты измеренных параметров, индицирует, обрабатывает, регистрирует и хранит полученные результаты измерений и вычислений в архивах.
Структурная схема установки СПЕКТР М-120-4,0-8-К/2
1, 2 — преобразователь расхода РИНГ-3,5
3 — блок БИОИ-5
4 — фильтр РУБЕЖ-50-4,0
5 — датчик дифференциального давления
6 — узел предохранительный мембранный (МПУ) или клапан предохранительный
7 — клапан дросселирующий
8 — датчик избыточного давления
9 — датчик абсолютного давления
10 — термопреобразователь
11 — устройства электрообогрева КТО-2
12 — пробоотборник ПОРТ-7 (разделительное устройство)
Измеряемая среда
Сырая нефть, товарная нефть или нефтегазоводяная смесь, поступающая из скважин
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Давление рабочее (условное), МПа (кгс/см2) | 4,0 (40) |
| Температура, °С | от 0 до 70 (опционально до 110) |
| Плотность, кг/м3 | от 700 до 1360 |
| Диапазон кинематической вязкости, м2/с | от 1.10-5 до 1.10-2 |
| Объемное содержание (доля) свободного нефтяного газа в нефтегазоводяной смеси при величине расхода и давлении в момент измерения, % | от 0 до 90 |
| Объемная доля воды в составе измеряемой среды, % | от 0 до 98 |
| Содержание сероводорода в свободном нефтяном газе по объему при давлении до 1,83 МПа (18,3 кгс/см2), % | 4 |
| Содержание сероводорода в свободном нефтяном газе по объему при давлении свыше 1,83 МПа (18,3 кгс/см2) до максимального рабочего давления, % | 1 |
Окружающая среда
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Температура воздуха, обычное климатическое исполнение | от минус 40 до плюс 50 °С |
| Температура воздуха, северное климатическое исполнение «С» | от минус 50 до плюс 50 °С |
| Относительная влажность воздуха при 25 °С и более низких температурах, % | 100 |
Параметры
Диапазон расхода установок
| Параметр | СПЕКТР М-120 | СПЕКТР М-210 | СПЕКТР М-120 | СПЕКТР М-120 |
|---|---|---|---|---|
| Давление рабочее, МПа | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
| Диапазон расхода установки при измерении объема сырой нефти, м3/сут | от 16,7 до 120 | от 28,8 до 210 | от 72 до 420 | от 144 до 840 |
| Диапазон расхода установки при измерении объема свободного нефтяного газа, м3/сут | от 0 до 84 | от 0 до 144 | от 0 до 360 | от 0 до 720 |
| Потеря давления при максимальном расходе нефтегазоводяной смеси, МПа, не более | 0,1 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
Метрологические параметры
Предел допускаемой относительной погрешности установки (стандартного исполнения) в диапазоне расхода, не более:
- объем сырой нефти: ± 5,0 %;
- объем сырой нефти, приведенный к стандартным условиям: ± 6,0 %;
- объем свободного нефтяного газа: ± 8,0 %;
- объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям: ± 10,0 %;
- масса сырой нефти – вычисление согласно МВИ.
Предел допускаемой относительной погрешности установки (точного исполнения) в диапазоне расхода, не более:
- объем сырой нефти: ± 1,5 %;
- объем сырой нефти, приведенный к стандартным условиям: ± 2,0 %;
- объем свободного нефтяного газа: ± 4,0 %;
- объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям: ± 5,0 %;
- масса сырой нефти – вычисление согласно МВИ.
Периодичность поверки
Один раз в три года.
Состав
Основной состав установки
- Технологический блок со средствами измерения в составе:
- Преобразователь расхода РИНГ
- Датчик давления
- Датчик разности давлений
- Датчик температуры
- Блок БИОИ-5
- Фильтр РУБЕЖ
Дополнительная комплектация
- Электрообогрев:
- Обогрев измерительной линии и фильтра
- Обогрев измерительной линии, фильтра и выкидного трубопровода
- Обогреваемое укрытие на технологический блок:
- Сендвич-панель
- Термочехол
- Обогреваемое укрытие на технологический и аппаратурный блоки:
- Сендвич-панель
- Термочехол
- Клапан предохранительный
- Автоматическое или ручное пробоотборное устройство
- Промышленный переносной компьютер (при заказе)
- Монтажный комплект
Техническая и разрешительная документация
Руководство по эксплуатации предоставляется по запросу.
УИ СПЕКТР М-24
Назначение
Предназначены для измерения в потоке продукции нефтяной скважины:
- объема сырой нефти;
- объема свободного попутного нефтяного газа;
- давления, температуры нефтегазоводяной смеси;
- массы сырой нефти*;
- массы сырой нефти без учета воды*;
- индикации, регистрации и хранения измеренной и обработанной информации.
* определяются в соответствии с методикой измерений, разработанной ФГУП «ВНИИР»
Область применения
Технологический учет добываемой продукции нефтяной скважины, исследование производительности нефтяной скважины и насосного оборудования.
Нефтедобывающая и химическая промышленность, в том числе взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно Ex-маркировке, ГОСТ 30852.13-2002 (МЭК 60079-14:1996), «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) гл. 7.3 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.
Принцип работы
В основу принципа работы установки заложен бессепарационный метод измерения, который опирается на изменение физического и термодинамического состояния нефтегазоводяной смеси. Измерение в двух различных состояниях объема, давления и температуры нефтегазоводяной смеси, позволяет решить задачу, определяющую объем сырой нефти и объем свободного нефтяного газа в потоке продукции нефтяной скважины.
Установки измерительные СПЕКТР М-24-4,0-10 работают следующим образом:
Нефтегазоводяная смесь (НГС) проходит через фильтр РУБЕЖ для очистки от механических примесей с размером более 1 мм и поступает на вход установки в преобразователь расхода 1, в котором производится измерение объема НГС.
Далее НГС поступает в преобразователь расхода 2, здесь производится измерение объема сырой нефти с окклюдированным газом (измерение объема свободного нефтяного газа данным преобразователем не выполняется). Необходимым условием для корректной работы преобразователя 2 является наличие газа в корпусе преобразователя, который выделяется из состава нефтегазоводяной смеси в процессе работы.
Для анализа результатов измерения преобразователя 2 в его корпус может быть встроен вибрационный сигнализатор уровня 7, который выдает сигнал о состоянии уровня жидкости в корпусе.
Если уровень жидкости находится ниже допустимого уровня, объем сырой нефти определяется по результатам измерения преобразователя 2.
Если уровень жидкости в корпусе преобразователя расхода 2 превышает допустимое значение, результат измерения приравнивается к нулю, а объем сырой нефти определяется по результатам измерения преобразователя 1 с корректировкой на содержание свободного нефтяного газа. Содержание свободного нефтяного газа возможно определить с помощью прибора УОСГ.
Объем свободного нефтяного газа рассчитывается как разность измерений между V1-V2, где:
V1 — объем НГС, измеренный преобразователем РИНГ-3,5;
V2 — объем сырой нефти, измеренный преобразователем РИНГ-0,5К.
Импульсы с преобразователей расхода поступают в блок БИОИ-5 (поз.3), где и происходит вычисление накопленных объемов сырой нефти и свободного нефтяного газа при рабочих условиях. В блок БИОИ-5 также поступают токовые сигналы с датчика давления 5 и термопреобразователя 6, в результате чего производится приведение результатов вычисления объемов сырой нефти и свободного нефтяного газа к стандартным условиям. Блок БИОИ-5 принимает от датчиков результаты измеренных параметров, индицирует, обрабатывает, регистрирует и хранит полученные результаты измерений и вычислений в архивах.
Структурная схема установки СПЕКТР М-24-4,0-10-К/2
1 — преобразователь расхода РИНГ-3,5
2 — преобразователь расхода РИНГ-0,5К
3 — блок БИОИ-5
4 — фильтр РУБЕЖ-50-4,0
5 — датчик абсолютного давления
6 — термопреобразователь
Измеряемая среда
Сырая нефть, товарная нефть или нефтегазоводяная смесь, поступающая из скважин
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Давление рабочее (условное), МПа (кгс/см2) | 4,0 (40) |
| Температура, °С | от 0 до 70 (опционально до 110) |
| Плотность, кг/м3 | от 700 до 1360 |
| Диапазон кинематической вязкости, м2/с | до 1.10-3 |
| Объемное содержание (доля) свободного нефтяного газа в нефтегазоводяной смеси при величине расхода и давлении в момент измерения, % | от 0 до 90 |
| Объемная доля воды в составе измеряемой среды, % | от 0 до 98 |
| Содержание сероводорода в свободном нефтяном газе по объему при давлении до 1,83 МПа (18,3 кгс/см2), % | 4 |
| Содержание сероводорода в свободном нефтяном газе по объему при давлении свыше 1,83 МПа (18,3 кгс/см2) до максимального рабочего давления, % | 1 |
Окружающая среда
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Температура воздуха, обычное климатическое исполнение, °С | от -40 до +50 |
| Температура воздуха, Северное климатическое исполнение «С», °С | от -50 до +50 |
Параметры
Диапазон расхода установок
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Условное обозначение | СПЕКТР М-24 |
| Давление рабочее, МПа | 4,0 |
| Диапазон расхода установки при измерении объема сырой нефти, м3/сут | от 2,4 до 24,0 |
| Диапазон расхода установки при измерении объема свободного нефтяного газа, м3/сут | от 0 до 12 |
| Потеря давления при максимальном расходе нефтегазоводяной смеси, МПа, не более | 0,1 |
Метрологические параметры
Предел допускаемой относительной погрешности установки (стандартного исполнения) в диапазоне расхода, не более:
- объем сырой нефти: ± 5,0 %;
- объем сырой нефти, приведенный к стандартным условиям: ± 6,0 %;
- объем свободного нефтяного газа: ± 8,0 %;
- объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям: ± 10,0 %;
- масса сырой нефти – вычисление согласно МВИ.
Предел допускаемой относительной погрешности установки (точного исполнения) в диапазоне расхода, не более:
- объем сырой нефти: ± 1,5 %;
- объем сырой нефти, приведенный к стандартным условиям: ± 2,0 %;
- объем свободного нефтяного газа: ± 4,0 %;
- объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям: ± 5,0 %;
- масса сырой нефти – вычисление согласно МВИ.
Периодичность поверки
Один раз в три года.
Видеообзор
https://vk.com/video-196163384_456239124
https://vk.com/video-196163384_456239039
Техническая и разрешительная документация
Руководство по эксплуатации предоставляется по запросу.
УИ ЦИКЛОН
Назначение
Измерение в потоке продукции нефтяной скважины:
- объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям (м³),
- объема свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям (м³);
- массы сырой нефти (т);
- массы сырой нефти без учета воды (т)*;
- давления и температуры свободного попутного нефтяного газа;
- давления и температуры сырой нефти.
Индикация, регистрация и хранение информации.
* Государственная система обеспечения единства измерений. КОЛИЧЕСТВО СЫРОЙ НЕФТИ. Методика измерений с применением установок измерительных ЦИКЛОН производства ООО НПО «Новые технологии эксплуатации скважин»
Набор параметров, измеряемых УИ ЦИКЛОН, обусловлен кодом измеряемых параметров (КИП). Определенному КИП соответствует свой набор средств измерения, входящих в состав УИ ЦИКЛОН.
Область применения
Область применения установки — нефтедобывающая промышленность: на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля учета нефти, в том числе взрывоопасные зоны помещений и наружных установок согласно ГОСТ Р 51330.13-99, ГОСТ 30852.13-2002 (МЭК 60079-14-96), «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) гл. 7.3 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах.
Принцип работы
https://www.youtube.com/watch?v=kGzDcxwJwtQ
Принцип работы основывается на предварительной сепарации нефтегазоводяной смеси на сырую нефть и свободный нефтяной газ и последующее раздельное измерение их расходных параметров.
Сепарация осуществляется в сепараторе-депульсаторе.
В зависимости от кода измеряемых параметров (КИП) и комплектации установки измерение расходных параметров выполняется различными средствами измерения.
После измерения расходных параметров жидкая и газовая фазы объединяются в коллекторе в один поток.
Измеряемая среда
Сырая нефть, товарная нефть или нефтегазоводяная смесь, поступающая из скважин, на объектах добычи нефти и узлах оперативного контроля.
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Давление рабочее (условное), МПа (кгс/см2) | 4,0 (40) |
| Плотность, кг/м3 | от 700 до 1360 |
| Объемная доля воды в составе измеряемой среды, % | от 0 до 98 |
| Содержание сероводорода в свободном нефтяном газе по объему при давлении до 1,83 МПа (18,3 кгс/см2), % | 4 |
| Содержание сероводорода в свободном нефтяном газе по объему при давлении свыше 1,83 МПа (18,3 кгс/см2) до максимального рабочего давления, % | 1 |
| Объемное содержание (доля) свободного нефтяного газа в нефтегазоводяной смеси при величине расхода и давлении в момент измерения, % | от 0 до 98 |
| Диапазон кинематической вязкости, м2/с | от 1•10-6 до 1•10-3 |
Окружающая среда
| Параметр | Значение |
|---|---|
| Температура воздуха, обычное климатическое исполнение | от минус 40 до плюс 50 °С |
| Температура воздуха, северное климатическое исполнение «С» | от минус 50 до плюс 50 °С |
| Относительная влажность воздуха при 35 °С и более низких температурах, % | 95 |
Параметры
Диапазон расхода установок
| Условное обозначение | Давление рабочее, МПа | Диапазон расхода установки при измерении объема сырой нефти в рабочих условиях, м3/сут | Диапазон расхода установки при измерении массы сырой нефти в рабочих условиях, т/сут | Диапазон расхода установки при измерении объема свободного нефтяного газа при рабочих условиях, м3/сут |
|---|---|---|---|---|
| ЦИКЛОН-120-4,0-4 ЦИКЛОН-120-4,0-5 | 4,0 | от 2 до 120 | от 2 до 120 | от 27 до 2280 |
| ЦИКЛОН-210-4,0-4 ЦИКЛОН-210-4,0-5 | 4,0 | от 2 до 210 | от 2 до 210 | от 72 до 10290 |
| ЦИКЛОН-120-4,0-6 ЦИКЛОН-120-4,0-7 | 4,0 | от 2•10-3 до 120 | от 2•10-3 до 120 | от 27 до 2280 |
| ЦИКЛОН-420-4,0-6 ЦИКЛОН-420-4,0-7 | 4,0 | от 2•10-3 до 420 | от 2•10-3 до 420 | от 170 до 7980 |
| ЦИКЛОН-120-4,0-1 ЦИКЛОН-120-4,0-3 | 4,0 | от 2•10-3 до 120 | от 2•10-3 до 120 | от 2•10-3 до 120 |
| ЦИКЛОН-420-4,0-1 ЦИКЛОН-420-4,0-3 | 4,0 | от 2•10-3 до 120 | от 2•10-3 до 120 | от 2•10-3 до 120 |
Метрологические параметры
Предел допускаемой относительной погрешности установки в диапазоне расхода, не более:
- массы сырой нефти ± 2,5
- объема сырой нефти при рабочих условиях ± 0,75
- объема сырой нефти, приведенного к стандартным условиям ± 1,0
- объема свободного попутного нефтяного газа при рабочих условиях ± 4,0
- объема свободного попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям ± 5,0
Периодичность поверки
Один раз в четыре года.
Состав
Основной состав установки
- Технологический блок с различными средствами измерения (в зависимости от комплектации) в составе:
- Объемный преобразователь расхода РИНГ
- Массовый преобразователь СКЖ
- Массовый преобразователь расхода Promass;
- Вихревой преобразователь расхода газа Prowirl
- Датчики давления и температуры
- Блок БИОИ-2 или вычислитель БЭСКЖ-2М
- Заслонки газовая и жидкостная
- Фильтр РУБЕЖ
Дополнительная комплектация
- Электрообогрев:
- Обогрев сепаратора-депульсатора и корпуса преобразователя
- Обогреваемое укрытие:
- Сендвич-панель (несъемное)
- Сендвич-панель (съемное)
- Термочехол
- УОСГ-100СКП (для определения остаточной доли свободного нефтяного газа)
- УОСГ-1РГ (для определения доли растворенного нефтяного газа);
- Клапан предохранительный
- Автоматическое или ручное пробоотборное устройство
- Промышленный переносной компьютер (при заказе)
- Влагомер ВСН-2
- Уровнемер VEGAFLEX-81
- Датчик разности давлений МЕТРАН-150CD4
- Монтажный комплект
УИ ЦИКЛОН имеет как стационарное исполнение, так и мобильное (на шасси или без шасси). Тип шасси на мобильное исполнение согласовывается с заказчиком.
Техническая и разрешительная документация
Руководство по эксплуатации предоставляется по запросу.
