Назначение
Установка измерительная трехфазная УЗТ-6,0-600 (далее - установка) предназначена для измерений массы и среднего массового расхода сырой сепарированной нефти (далее -жидкости), массы и среднего массового расхода нефти, содержащейся в жидкости, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа (далее - газа), извлекаемых из нефтяных скважин.
Установку применяют нефтедобывающие предприятия.
Описание
В основу работы установки заложен метод, заключающийся в разделении поступающей из скважины газоводонефтяной смеси на газ и жидкость, далее на воду и отстоянную нефть, прямых измерений массы отстоянной нефти, массы воды и объема выделившегося газа. Результаты измерений массы отстоянной нефти корректируются на остаточное содержание в ней воды и растворенного газа, а объем газа - на остающийся в нефти растворенный газ.
Установка состоит из технологического блока, измерительных линий, системы сбора и обработки информации, блока автономного энергоснабжения и транспортной платформы.
На рисунке Приложения 1 представлена функциональная схема установки.
Основным элементом технологического блока является сепаратор, в котором происходит разделение поступающей из скважины газоводонефтяной смеси на ее компонеты.
Из сепаратора каждый компонент газоводонефтяной смеси непрерывно выводится через отдельные измерительные линии. Типы основных средств измерений, входящих в состав установки, приведены в таблице 1.
Измерительная линия газа 1 оснащена вихревым объемным расходомером-счетчиком.
Измерительная линия воды 2 оснащена массовым счетчиком - расходомером. На линии предусмотрена возможность ручного отбора пробы воды на анализ.
Измерительная линия отстоянной нефти 3 оснащена массовым счетчиком -расходомером, а также поточным влагомером типа ВОЕСН для контроля остаточного влагосодержания. Линия оборудована средствами ручного и автоматического отбора пробы нефти на анализ. При завышенном содержании остаточного свободного газа в нефти поток направляется в массовый счетчик - расходомер через байпасную линию со вспомогательным насосом, который обеспечивает повышение давления в измерительной линии на (0,5-0,6) МПа. Для измерения остаточного газосодержания в нефти (в свободном и растворенном состоянии) предусмотрены приборы УОСГ- 100 СКП и УОСГ- 1 РГ.
Установка оснащена также средствами измерений температуры и давления.
Установка может работать как от внешнего источника электроснабжения, так и от блока автономного энергоснабжения на базе дизельной электростанции.
Процесс измерения полностью автоматизирован. Система сбора и обработки информации обрабатывает данные, полученные от измерительных преобразователей средств измерений, управляет работой исполнительных устройств, сигнализирует об отклонении параметров установки от нормы, формирует и архивирует отчетные документы.
Установка смонтирована в боксе, установленном на тракторном шасси и оборудованном системами автономного жизнеобеспечения (отопления, освещения, вентиляции).
Основные средства измерений, входящие в состав установки.
Таблица 1
| № п/п | Наименование | Фирма-изготовитель | Номер Госреестра СИ |
| 1 | Расходомер-счетчик вихревой объемный YEWFLO DY100 | Фирма «Yokogawa», Япония | 17675-04 |
| 2 | Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTOMASS RCCS38 (2 шт.) | Фирма «RotaYokogawa GmbH&Co.KG», Германия | 27054-04 |
| 3 | Влагомер ВОЕСН | ПО «Нефтегазовые системы», Россия | 32180-06 |
| 4 | Прибор УОСГ- 100 СКП | ООО НПЦ «СКПнефть», Россия | 16776-06 |
| 5 | Прибор УОСГ- 1 РГ | ООО НПЦ «СКПнефть», Россия | 16776-06 |
Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Диапазон расхода: а) жидкости, т/ч (т/сут) б) отстоянной нефти, т/ч (т/сут) в) воды, т/ч (т/сут) г) газа, м3/ч (м3/сут) (при рабочих условиях) | 0,016 - 20,8 (0,4 - 500) 0,016 - 20,8 (0,4 - 500) 0,016 - 16,7 (0,4 - 400) 4,8 - 2000(115-48000) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы и среднего массового расхода жидкости (отстоянной нефти и воды), % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы и среднего массового расхода нефти с содержанием воды в жидкости до, %: а) 70% б) 95% в) 98% | ±6,0 ± 15,0 ±30,0 |
| Пределы допускаемой основной относительной | |
| погрешности при измерении массы и среднего массового расхода отстоянной нефти, % | ± 1,0 |
| Изменение показаний при измерении массы и среднего массового расхода отстоянной нефти в рабочих условиях, % | ±0,5 |
| Пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении массы и среднего массового расхода воды, % | ± 1,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема и среднего объемного расхода газа, % | ±5,0 |
| Объемная доля остаточного свободного газа в отстоянной нефти, %, не более | 0,5 |
| Объемная доля остаточной воды в отстоянной нефти, %, не более | 70 |
| Температура сырой нефти на входе в сепаратор, °C - максимальная - минимальная | 60 5 |
| Давление в сепараторе, МПа, не более | 6,0 |
| Объемная доля воды в жидкости, %, не более | 98 |
| Напряжение питания переменного тока, В Допустимое отклонение от номинального, % Частота тока питания, Гц | 380 от минус 15 до плюс 10 50 ± 1 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 40 |
| Количество подключаемых скважин | 1 |
| Габаритные размеры, мм, не более - длина - ширина - высота | 13090 2850 3950 |
| Масса, кг, не более | 19200 |
| Температура окружающего воздуха, °C | от минус 45 до плюс 40 |
| Относительная влажность окружающего воздуха, % | до 100 |
| Срок служб, лет, не менее | 8 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят на титульный лист руководства по эксплуатации и на шильдик установки.
Комплектность
Установка поставляется в сборе, в следующем составе:
| - технологический блок в сборе | 1 шт. |
| - операторный блок в сборе | 1 шт. |
| - дизельная электростанция | 1 шт. |
| - транспортная платформа | 1 шт. |
| - комплект запасных частей и принадлежностей к покупным комплектующим изделиям | 1 шт. |
| - комплект технической документации | 1 шт. |
Поверка
Поверка установки в целом осуществляется в соответствии с разделом «Методика поверки» руководства по эксплуатации установки, утвержденным ФГУП ВНИИР в декабре 2007 г.
Основные средства поверки, применяемые при первичной поверке установки:
1. Установка поверочная расходомерная «ОЗНА» ОМА-2.140.00.00РЭ.
2. Портативный калибратор-измеритель унифицированных сигналов СА71.
3. Частотомер электронно-счетный 43-38 ЕЭ 2.721.087ТУ.
Основные средства поверки, применяемые при периодической поверке измерительных каналов установки при измерении массы отстоянной нефти и воды (по МИ 2863-20004):
1. Трубопоршневая установка 1 или 2 разряда.
2. Первичный преобразователь плотности с пределами абсолютной погрешности ±0,3 кг/м3.
Встроенные средства измерений установки поверяются по методикам поверки, указанным в описании типа на эти средства измерений.
Межповерочный интервал 1 год.
Нормативные документы
ГОСТ 12997-84. Изделия ГСП. Общие технические условия. Техническая документации ООО НПО «Уфанефтегазмаш» Сертификат соответствия № РОСС RU.AH36.B24391 Разрешение на применение № РРС 00-24559
Заключение
Тип установки измерительной трехфазной УЗТ-6,0-600 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и при эксплуатации.
