Модернизация автоматизированной замерной установки УЗМ. Кориолисовый расходомер-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Модернизация автоматизированной замерной установки УЗМ. Кориолисовый расходомер-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
тему “Модернизация УЗМ”. Поскольку предложенная мною модернизация позволяет замеры дебита на скважине сделать автоматическими, и что, в свою очередь увеличивает объем выпускаемой продукции, то тему данного проекта считаю актуальной и современной.
1) На первом листе проекта представлен общий вид УЗМ, она предназначена для измерения в автоматическом режиме количества жидкости, нефти, воды и газа, добываемых из нефтяных скважин.
В основе работы установки заложен гидростатический метод измерения массы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости от плотности. Основным элементом для реализации данного метода является датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надежность работы установки, точность, а также упрощает метрологическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энергоемкие стенды.
Одним из достоинств замерной установки является возможность измерять как низкодебитные, так и высокодебитные скважины. Установка состоит из двух блоков (технологического блока, блока контроля и управления), смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений. В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее место оператора. Отопление блоков при помощи электрообогревателей.
2) На втором листе представлена гидравлическая схема УЗМ
В принцип работы установки заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления Р, столба жидкости высотой Н, от плотности жидкости р : Р = р · g · Н. Работа установки в автоматическом режиме по измерению дебита нефтегазовых скважин происходит следующим образом :Исходное состояние – краны шаровые КШ1...КШ15 закрыты. Вручную открыть кран КШ1. Установка в этом состоянии включена на подачу жидкости в коллекторную линию минуя замерный узел. Открыть краны шаровые КШ4, КШ11, КШ13, КШ14.Плавно открыть кран шаровой КШ2, закрыть КШ1 и открыть КШ5. Кран шаровой КЭ1 должен быть вручную установлен в положение «Открыто 1», при котором отсепарированный газ под давлением сепарации направляется в сборный коллектор. Жидкость из подключенной скважины через затвор обратный поворотный КО1,кран шаровой КШ2 поступает в устройство предварительного отбора газа УПОГ1, в котором происходит предварительное отделение газа от жидкости, затем в емкость С1, где осуществляется окончательное разделение жидкости и нефтяного газа. Уровень жидкости в емкости в это время находится ниже датчика уровня У1.
При достижении жидкостью датчика уровня У1 контроллером БУИ фиксируется гидростатическое давление DP столба жидкости в емкости по величине тока J1 датчика разности давлений ВР2 и с этого момента начинается отсчет времени измерения τ1 с.При достижении уровня жидкости конечного выключателя У3 фиксируется время измерения τ1 и гидростатическое давление столба жидкости ΔP2 (значение выходного тока датчика разности давлений J3, мА).
Дебит скважины по жидкости Q, т/сут определяется по формуле ___________________
После наполнения емкости, кран шаровой КЭ1, по команде с блока БУИ, переключается в положение «ОТКРЫТО 2», что означает (СЛИВ ЖИДКОСТИ), и жидкость начинает вытесняться из емкости С1, поступающим из скважины газом. Измерение дебита газа выполняется по принципу «замещения объемов».Объемы емкости 1 V между конечными выключателями У1, У3, и 2 V между конечными выключателями У1, У2 определены при настройке установки и указаны в паспорте.В процессе вытеснения газом жидкости, фиксируется время вытеснения 2 t , с, и среднее значение избыточного давления P (МПа) и температуры газа t в емкости С1.Дебит скважины по газу нг , м3/ч вычисляют по следующей формуле_________________
Управление процессом (переключение скважин, измерения) осуществляется
контроллером БУИ автоматически. Управление циклом (налив, опорожнение) осуществляется при помощи трехходового управляемого шарового крана КЭ1. Переключение крана шарового КЭ1 осуществляется путем изменения направления вращения трехфазного электродвигателя, смонтированного на шаровом кране. Время работы двигателя не более 5 с.Управление процессом измерения происходит в следующей последовательности : Кран шаровой КЭ1 находится в положении «ОТКРЫТО 1», что соответствует состоянию «НАЛИВ» - измерение расхода жидкости. В момент срабатывания конечного выключателя У1 (контакт замкнут) включается счетчик времени и фиксируется значение выходного сигнала 1 J (мА) датчика разности давлений ВР2.В момент срабатывания конечного выключателя У3 (контакт замкнут) фиксируется время 1 t и значение выходного сигнала 3 J (мА), датчика разности давлений ВР2.Через промежуток времени, равный 0,1 1 t , после срабатывания конечного выключателя У3, кран шаровой КЭ1 переключается в положение «ОТКРЫТО 2»,что соответствует состоянию «СЛИВ» - измерение расхода газа. В момент срабатывания конечного выключателя У3 (контакт разомкнут) включается счетчик времени и фиксируются значения выходных сигналов P1 J (мА) датчика давления ВР1 и t1 J (мА) датчика температуры ВК1. В момент срабатывания конечного выключателя У1 (контакт разомкнут) фиксируется время слива, 3 t с. Через промежуток времени, равный 60 с, после срабатывания конечного выключателя У1 измерения повторяются. Измерения выполняются автоматически по программе заданного числа циклов измерений, либо по заданному времени контроля, либо по команде оператора. 1.4.4 После каждого измерения, контроллер БУИ выполняет вычисления дебита скважин по жидкости и газу по формулам (2) и (3). При известной плотности Н r - нефти и В r - воды, т/м3 вычисляются дебиты скважины по нефти H Q и по воде B Q , т/сут по следующим формулам: ______________________________________________________
После завершения измерений в автоматическом режиме, или в процессе измерений по требованию оператора, контроллер вычисляет среднее значение дебита скважины по каждой фазе (Qж, Qн, Qв,), т/сут; ( Qг) м3/сут по формуле______________________________________________________
Среднее значение по дебиту жидкости, газа, нефти, воде хранится в памяти блока БУИ.
3) На третьем листе представлен общий вид технологического блока УЗМ.
Блок технологический и блок контроля и управления выполнены в виде блок-контейнеров и размещены на прицеп-шасси типа ИшМз 8574-01, для транспортирования установки по дорогам с твердым или грунтовым покрытиям.
В технологическом блоке обеспечивается:
- отделение свободного газа из смеси и выполнение цикла измерения дебита по жидкости и газу;
- выдача информации с датчиков избыточного и дифференциального давления, датчика температуры и датчиков уровня в блок БКУ;
- визуальный контроль за технологическими параметрами (давление, уровень жидкости
в емкости сепарационной вертикальной).
Все узлы технологического оборудования блока технологического смонтированы на индивидуальных опорных рамах, которые приварены к основанию блока. В блоке технологическом имеются системы отопления, освещения и вентиляции. Для поддержания температуры воздуха в помещении блока технологического не ниже +5С предусмотрено автоматическое управление обогревателями.
4) На четвертом листе мною проведен патентно-информационный обзор, на основании которого выбираю патент RU 77348 U1 для дальнейшей модернизации.
Тем не менее, и это устройство имеет существенный недостаток, причины которого заложены в цикличности измерения, раздельного во времени, дебита (по массе) жидкости и дебита (по объему) газа. Резюмируя, можно сказать, что, когда измеряется дебит скважины по жидкости, дебит скважины по газу не измеряется и, наоборот, когда измеряется дебит скважины по газу, дебит скважины по жидкости не измеряется.
Суть заключается в том, что установка содержит вертикальный мерный резервуар с патрубками для подачи в него продукции скважины, для отведения выделяющегося попутного газа и для слива жидкости, датчик температуры, три датчика-сигнализатора уровня (жидкости) два датчика давления, контроллер, трубопроводы подачи продукции, отведения попутного газа сливания жидкой фазы, управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины. Модернизация заключается в том, что в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы дополнительно установлены соответственно преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, а также преобразователь влагомера, установленный в трубопроводе сливания жидкости, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера. Устройство обеспечивает более высокие потребительские свойства по сравнению с уже известными техническими решениями. Достоинства : - оптимизация структурной схемы устройства, при которой возможно совмещение во времени процесса измерения дебитов продукции скважин по жидкостной и по газовой фазам. - увеличение в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет совмещения во времени процессов измерения жидкой и газовой фаз в одном цикле измерения;
- повышение надежности измерения за счет его дублирования; - возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов измерения с использованием гидростатического метода и непосредственно расходомеров-счетчиков жидкости и газа и влагомера, что в конечном итоге может привести к созданию адаптивного
(самонастраивающегося) алгоритма в структуре предложенного конструктивного решения устройства.
5) на пятом листе представлена гидравлическая схема УЗМ после модернизации
6,7) На шестом и седьмом листах представлен измерительный узел УЗМ, где детально видим расположение предложенных датчиков:
- Датчики ДРГ.М предназначен для преобразования объемного расхода газа (при рабочем давлении) в импульсный электрический сигнал, с нормированной ценой импульса, и токовый сигнал 4-20 мА. Измеряемая среда - природный газ, попутный нефтяной газ и другие, неагрессивные к стали марки 12Х18Н10Т, газы (водяной пар, сжатый воздух, азот, кислород и т.п.). Чувствительными элементами датчика расхода являются два пьезоэлектрические датчика давления типа 014МТ или 018, или 019 (ТУ 24.07.00.000), встроенные в корпус преобразователя датчика расхода заподлицо* с внутренней поверхностью проточной части корпуса преобразователя. Основная приведенная погрешность преобразования датчика расхода по токовому выходу в диапазоне эксплуатационных расходов не превышает ±1,5%.
Датчик расхода работает следующим образом. Набегающий поток газа образует за телом обтекания, находящимся в проточной части датчика расхода, дорожку, характеризующуюся местными завихрениями в потоке. Частота срыва вихрей с тела обтекания пропорциональна скорости потока газа. У верхнего торца тела обтекания установлены два чувствительных элемента (пьезоэлектрические датчики давления), воспринимающие пульсации давления при срыве очередного вихря. Плата преобразования датчика расхода осуществляет усиление, фильтрацию, масштабирование сигналов с пьезоэлектрических датчиков давления и обеспечивает на выходе последовательность импульсов с нормированной ценой 0,0001; 0,001 или 0,01 м3/имп. (в соответствии с типоразмером датчика расхода). Подключение датчика расхода осуществляется посредством клеммной колодки. Датчик расхода допускает эксплуатацию при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С и влажности до 95 % при температуре 35 °С. Устанавливается в помещении или на открытом воздухе (под навесом). Трубопровод в месте установки датчика расхода не должен испытывать постоянно действующих вибраций, ударов, влияющих на работу датчика расхода. Допустимый уровень вибрации частой до 55 Гц и амплитудой до 0,35 мм.
- влагомер ВСН непрерывно измеряют мгновенную влажность поступающей жидкости, позволяют рассчитать среднюю влажность и количество нетто нефти за заданный интервал времени пропорционально расходу поступающей жидкости. Временной интервал снятия показаний задается производственно – технологической службой. Нетто нефти, а также брутто жидкости с каждого промысла в накопительном режиме автоматически вычисляется каждым влагомером. Показания нетто нефти за сутки снимаются операторами и заносятся в суточный рапорт добычи нефти по ЦКППН. Значения нетто нефти по каждому промыслу автоматически передаются по линии телемеханики на центральный диспетчерский пункт влагомеры ВСН-1 работают в НГДУ «Азнакаевскнефть» в режиме промыслового учета по нетто нефти 2,5 года. За этот период они подтвердили надежность работы и необходимую точность измерения.
Результаты измерений и вычислений представляются на матричном дисплее блока обработки влагомера. Информация о средней влажности и объеме чистой нефти, по запросу пользователя может передаваться на систему телемеханики(сухой контакт, RS485) и самопишущий прибор(4-20мА). Уставка предельной влажности может быть задана во всем диапазоне измерения влажности. Отстой свободной воды перед измерением влажности не требуется.
Монтаж первичного преобразователя влагомера всн-2-50 На вертикальном участке трубопровода. Первичный преобразователь 4 (датчик) влагомера ВСН-2-50 устанавливается на вертикальном участке байпасной измерительной линии с условным проходным сечением Ду50. Направление потока снизу-верх. Для обеспечения потока в измерительной ветви, на основном (магистральном ) трубопроводе должна быть секущая задвижка с помощью которой обеспечивается скорость потока и однородность жидкости в измерительной ветви и две задвижки для техобслуживания, дающие возможность демонтажа датчика для чистки измерительного электрода от загрязнений и его контроля на наличие механических повреждений. Скорость потока контролируется расходомером 7 (Vлин. =1-2,5м/сек). Для обеспечения представительности отбираемых ходовых проб при проведении градуировочных (настроечных) работ и контрольных проб при сличении показаний влагомера с результатами хим.- аналитической лаборатории в измерительной ветви рядом с датчикам устанавливается пробозаборное устройство 3 по ГОСТ 2517-85. Для контроля температуры на магистральном трубопроводе желательно наличие термометра. В целях исключения механических повреждений датчик рекомендуется устанавливать после фильтра. Датчик желательно установить в отапливаемом блок боксе или в утеплённом шкафу.Блок обработки устанавливается в операторной; Соединение датчика с блоком обработки проводится с использованием трехжильного кабеля (см. паспорт). Все электрические расключения желательно проводить с использованием клеммных коробок (в комплект не входят);
- Кориолисовый расходомер. Массовый расходомер представляет для пользователя особый интерес, так как по своему принципу работы обеспечивает прямое измерение массового расхода, без предварительного замера плотности и объёма.
Принцип измерений (кориолисовы силы) не зависит от физических характеристик жидкости (вязкости, температуры, давления и электропроводимости). Данный прибор является идеальным средством для измерения расхода, плотности и дозирования нефтепродуктов, углеводородов, спиртов и тому подобных жидкостей. Линия массовых расходомеров представлена моделью. Trio-Mass (Ду 15...150), которая выпускаются как в компактном исполнении FMC2000 , так и раздельной версии FМС1000. В случае раздельной версии вторичный преобразователь представляет собой отдельный конструктивный блок и может относиться от точки измерений на расстояние до 300 м (EEx- 120м).Массовые кориолисовые расходомеры модели TRIO-Mass предназначены для прямого измерения массового расхода и плотности в жидкостях, в том числе с нулевой проводимостью. Типоразмеры первичных преобразователей (диаметр условного прохода): от 15 до 150 мм. Расходомеры модели TRIO-Mass представлены как раздельной, так и компактной конструкциями.
Цифровой конвертер обработки сигналов (DSP) Конвертер включает в себя цифровой микропроцессор обработки сигналов, позволяющий проводить измерения массового расхода и плотности с высокой плотностью. Сигнал от кориолисового сенсора конвертируется в цифровой сигнал без промежуточного преобразования в аналоговый. Превосходная стабильность и надежность вместе с быстрой обработкой сигнала без промежуточных аналогово-цифровых преобразований успешно производится новой моделью DSP-конвертера. Существенным преимуществом прибора является наличие функций самодиагностики первичного и вторичного преобразователей вкупе с абсолютной стабильностью нуля. Данная модель особо эффективна в следующих случаях: необходимость измерений расхода с высокой плотностью; необходимость измерений плотности жидкости; в случае приготовления смесей из нескольких компонентов по специальному рецепту; жидкость не имеет электрической проводимости или с высокой вязкостью или имеет в твердые частицы; в процессах розлива-дозирования.
Принцип действия. При протекании в принудительно вибрирующей трубе потока с определенным значением массы, в поперечном сечении начинает действовать кориолисова сила, как это указано на рисунке ниже Величина изгиба трубы, вызванная действием этой силы прямо пропорционально скорости течения и измеряется оптимально позиционированным сенсором.
Трубки-сенсоры первичного преобразователя постоянно вибрируют с частотой, соответствующей значению резонансных колебаний системы. Данное значение является функцией геометрической формы, механических характеристик материала трубы, а также массы протекающей жидкости, что обеспечивает точное измерение плотности.
8) На восьмом листе представлен монтажный чертеж УЗМа.
Работы по монтажу, эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и демонтажу установки должны производиться в соответствии с требованиями: ПБ 08-624-03 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
- ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю-
щих под давлением»;
- ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических
трубопроводов»;
- «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» ПЭЭП;
- «Правил устройства электроустановок» ПУЭ;
- настоящего раздела руководства по эксплуатации
Порядок размещения, монтажа и подготовки к эксплуатации 2.1.2.1.При транспортировании установки до места эксплуатации в разобранном виде произвести монтаж блоков на шасси в соответствии с приложением Д и приложением Е. При этом необходимо оба блока (технологический, контроля и управления) присоединить к основанию на шасси прицепа с помощью сварки ГОСТ 5264-80 в двух местах длиной 60 мм каждое, обеспечив надежное электрическое соединение. 2.1.2.2 Осуществить внешний осмотр блоков установки с целью выявления внешних неисправностей или повреждений поверхности стеновых панелей, удостовериться в сохранности пломб и исправности запирающих устройств на дверях блоков.
2.1.2.3 Для производства работ разместить установку на ровной площадке, согласно
приложения Г (рисунок Г.1) на расстоянии не более 25 м от контролируемой скважины и не более 50 м от источника электроэнергии. При этом расстояние от блока БКУ до любой наружной взрывоопасной установки должно быть не менее 5 м. Если, при размещении на площадке, отклонение от горизонтальной плоскости установки составляет более пяти градусов, горизонтальность может быть достигнута штатными аутриггерами прицеп-шасси.
ВНИМАНИЕ: ПРИЦЕП-ШАССИ, В ОБЯЗАТЕЛЬНОМ ПОРЯДКЕ НА ПЕРИОД
ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ,УСТАНОВИТЬ НА СТОЯНОЧНЫЙ ТОРМОЗ.
Подключение установки на производственной площадке должно выполняться в соответствии с прилагаемым к настоящему руководству монтажным чертежом 339.00.00.000
МЧ, при помощи гибких трубопроводов из комплекта монтажных частей установки.2.1.2.4 Электрическое подключение установки выполнить в соответствии со схемой электрической соединений и подключения 339.00.00.000 Э0 и приложением Е. Подключение произвести при помощи переносного кабеля с заземляющим проводником. Заземляющий проводник кабеля подсоединить к заземляющему контакту (клемме) источника питания. Сопротивление заземляющего проводника должно быть не более 4 Ом. Проверить наличие напряжения в блоке электрооборудования. Прокладку кабелей осуществлять согласно ПУЭ.
2.1.2.5 При первом использовании изделия, распломбировать и вскрыть входные две-
ри блоков, проверить комплектность установки по эксплуатационной документации.
2.1.2.6 Снять транспортные заглушки с внешних торцов трубопроводов блока техно-
логического.
2.1.2.7 Осуществить расконсервирование поверхностей фланцев затворов обратных
поворотных и выходных трубопроводов с помощью ветоши, смоченной уайт-спиритом
ГОСТ 3134-78.
2.1.2.8 При необходимости прогреть помещение блока технологического и блока
БКУ до температуры не ниже 5 0С.
2.1.2.9 Проверить наличие индустриального масла И12А ГОСТ 20799-88 в кармане
датчика температуры электрического и наличие масла АМГ-10 ГОСТ 6794-75 в баке шаро-
вого крана и при необходимости долить.
2.1.2.10 После подключения блока технологического к скважине необходимо произ-
вести гидравлическое испытание на герметичность технологического оборудования уста-
новки.
Продолжительность испытания на герметичность определяется временем осмотра
трубопроводов и проверки герметичности разъемных соединений.
В качестве контрольного прибора может использоваться манометр МН1
Падение давления в технологических трубопроводах, а также течи и отпотевания в
стыковых соединениях не допускается.
2.1.2.11 После удовлетворительных результатов гидравлического испытания необхо-
димо произвести проверку работы электрических приборов и систем блока технологиче-
ского и блока БКУ в режиме ручного управления в следующем порядке:
- убедиться в наличии отметки в паспорте на клапан предохранительный о последней
регулировке пружины на требуемое давление настройки;
- произвести пробное включение гидроэлектропривода крана шарового КЭ1 двигателя вентилятора, обогревателей, светильников, датчиков давления и температуры (ВР1,ВК1), конечных выключателей уровнемера (У1,У2,У3) и при необходимости произвести перефазировку подключения установки.
9) на девятом листе представлены основные детали и сборочная еденица, а точнее фланцы и трехходовой кран КЭ-1
Также мною приведены :
-конструктивные и технологические расчеты модернизируемого объекта (расчет и проверка на прочность фланцевых соединений, проверка шпилек на прочность и.т.д)
-основные технико-экономические показатели: расчеты стоимости модернизации, затраты на приобретение новых деталей и материалов, затраты на транспортировку, монтаж и эксплуатацию, амартизационные отчисления, а также расчет экономической эффективностиот модернизации оборудования.
Также рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта. Здесь приведены и рассмотрены недостатки базовых конструкций, проектные решения по обеспечению безопаснояти труда на промыслах, санитарные нормы к помещениям, вопросы травмобезопасности проектируемого объекта, экологичности проекта.
В заключении рассмотрены полусенные результаты разработанного проекта
Спасибо за внимание.
3 Используемое оборудование для измерения газоводонефтяной смеси.

Установка измерительная мобильная УЗМ

Поставщик: "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика"", ОАО
Установка измерительная мобильная УЗМ предназначена для измерения в автоматическом и ручном режимах количества жидкости, нефти и газа, добываемых из нефтяных скважин. Общий вид установки измерительной мобильной представлен на рисунке 1.
В основе работы установки заложен гидростатический метод измерения массы продукции нефтяных скважин, основанный на зависимости гидростатического давления столба жидкости от плотности. Основным элементом для реализации данного метода является датчик перепада давления, что обеспечивает высокую надежность работы установки, точность, а также упрощает метрологическое обеспечение, так как не требуются громоздкие и энергоемкие стенды.
Одним из достоинств замерной установки является возможность измерять как низкодебитные скважины, так и высокодебитные скважины.
Установка состоит из двух блоков (технологического блока, блока контроля и управления), смонтированных на прицепе-шасси, что позволяет транспортировать ее по месторождению и подключать к скважинам для выполнения измерений. В блоке контроля и управления размещается аппаратура управления и рабочее место оператора. Отопление блоков — при помощи электрообогревателей.
Технические характеристики

Рабочее давление, МПа................................................не более 4,0
Диапазон измерения жидкости, т/сут .......................................1 – 400
Газосодержание нефти, приведенное к нормальным
условиям, нм3/т...............................................................4 – 200
Температура рабочей среды, °С ............................................5 – 70
Предел допускаемой основной относительной погрешности установки при измерении, %, не более:
массового расхода по жидкости................................................±2,5
объемного расхода по газу.....................................................±5,0
Предел относительной погрешности установки при определении массовой доли отдельных компонентов (вода, нефть), %, при содержании компонентов:
от 5 до 10%..........................................................................................±15,0
от 10 до 95%..........................................................................................±6,0

УИГА «Электрон - 400 М».

Технологическое помещение Установки смонтировано на тензометрических весах, что позволяет, при необходимости, проводить сличение каждого результата измерения массового расхода.
Новая конструкция газосепаратора и новое программное обеспечение обработки результатов измерения, позволяют добиться точности определения плотности не хуже 1%, что можно доказать результатами лабораторных анализов представительных проб.
Проведены испытания на Западно-Малобалыкском месторождении, которые подтвердили ее эксплуатационные характеристики.
Установка сертифицирована как средство измерения (сертификат RU.C.29.006.A No 24808), внесена в Государственный реестр средств измерения под No 24759-06, имеет методику поверки и соответствует ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», введенному в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2005 г. No 411-ст.
Установка УИГА «Электрон 1-1500» предназначена для измерения расходов компонент продукции нефтяных скважин (массовых расходов нефти, воды и объемного расхода попутного газа, приведенного к стандартным условиям), передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла (далее – ДП) в условиях умеренно холодного климата. Состоит из помещения технологического (ПТ) и блока автоматики (БА).
УИГА «Электрон 1-1500» сертифицирована как средство измерения (сертификат RU.C.29.006.A No 24808), внесена в Государственный реестр средств измерения под No 24759-06, имеет методику поверки и соответствует ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа», введенному в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2005 г. No 411-ст.
Замер производится в динамическом режиме путем контроля:
• времени циклического попеременного заполнения тарированного объема сосуда водонефтяной смесью и газом (определяется расход компонент продукции скважины);
• показаний датчиков гидростатического давления и температуры (вычисляется расход и осуществляется управление процессом замера).

Технические характеристики УИГА «Электрон 1-1500»

Количество подключаемых скважин, шт........................................1
Диапазон измерений расхода:
жидкости, т/сут...............................................................0 – 1500
газа, м3/сут............................................................100 – 300000
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения:
жидкости, %.............................................................................................± 2,5
газа, %..........................................................................................................± 5
Давление рабочей среды, МПа, ....................................не более 4,0
Плотность рабочей среды, кг/м3.......................................700 – 1050
Кинематическая вязкость рабочей среды, м2/с ...............не более 10 –4
Температура рабочей среды, °С .........................................+5 – +80
Объемное содержание свободного газа, %..............................10 – 95
Питание – сеть переменного тока 50 Гц напряжением, В ...........380/220
Потребляемая мощностьне, кВт .........................................более 15
Архивация и хранение данных в памяти контроллера, месяц..не менее 1
Длина линии связи между помещением технологическим
и блоком автоматики, м ......................................................до 200
Средний срок службы, год.......................................................10
Гарантийный срок, месяц..........................................................12
Класс взрывоопасной зоны внутри помещения технологического,
по классификации ПУЭ........................................................В-1а

Замерная установка гидростатического типа "МЕРА"

Автоматизированная замерная установка "Мера" предназначена для замеров в автоматическом и ручном режимах количества жидкости и газа, добываемых нефтяными скважинами.
Принцип работы установки основан на гидростатическом методе измерения массы жидкости.
Установка состоит из блока технологического, блока контроля и управления, выполненных в виде блок-контейнеров. Общий вид установки замерной гидростатического типа представлен на рисунке 2.
В состав блока технологического входят:
• емкость измерительная вертикальная;
• емкость сепарационная горизонтальная;
• переключатели потока с электроприводом;
• уровнемеры с флажковой индикацией;
• конечные выключатели дверей;
• датчики температуры;
• датчики избыточного давления и датчик разности давлений;
• манометр избыточного давления, показывающий;
• клапан предохранительный пружинный;
• запорная арматура (задвижки, вентили, обратные клапана);
• датчик загазованности;
• пожарный извещатель
• .
Рисунок 2 - Замерная установка гидростатического типа "МЕРА"
Блок контроля и управления:
• осуществляет управление процессом измерения параметров, добываемой жидкости и газа;
• обеспечивает электропитанием датчики, установленные в блоке технологическом, прием и обработку сигналов, поступающих с датчиков;
• передает информацию на верхний уровень по стандартному интерфейсу MODBUS;
• обеспечивает подключение переносного компьютера и вывод информации на его экран;
• сохраняете своей памяти информацию о результатах измерений.
В состав блока контроля и управления входят:
• шкаф электрический;
• станция управления.
Шкаф электрический включает в себя элементы коммутации (пускатели, автоматические выключатели, розетки электрические и блоки клеммных зажимов), обеспечивающие электропитанием от сети переменного тока напряжением 220/380 В, электрооборудование, размещенное в блоке технологическом и блоке контроля и управления.
Станция управления включаете себя:
• промышленный контроллер;
• блоки питания контроллера и датчиков;
• разъемы интерфейсные.

• вторичный прибор загазованности.
• сенсорная панель индикации и управления
Блок технологический и блок управления имеют встроенную автономную систему обогрева, обеспечивающую температурный режим воздуха в пределах от плюс 5 до плюс 20:С при отрицательных температурах окружающего воздуха. В блоке технологическом, предусмотрена вентиляция: принудительная - с десятикратным воздухообменом в час. В блоке контроля и измерения предусмотрена естественная вентиляция.
• в наладочном режиме управление осуществляется оператором через сенсорный жидкокристаллический дисплей, который так же отображает мнемосхему в реальном времени;
• система управления построена на базе контроллера Direct Logic 250;
• в приборной части используются импортные датчики, клемники. реле известных фирм KRONHE. YOKOGAWA. VEGA;
• измерение производится по усовершенствованному алгоритму гидростатического метода замера, утвержденному Всероссийским Научно-исследовательским институтом метрологической службы ВНИИМС.
• отображение информации о процессе измерения, вычисления и измеренных параметров на экране персонального компьютера;
• визуальная индикация отображения наполнения замерной емкости дополнительно позволяет с помощью секундомера проверить по жидкости в цикле налива, а в цикле слива дебит по газу;
• возможность производить замеры высокодебитных скважин с пенистыми нефтями;
• в блоке контроля и управления размещается рабочее место оператора для выполнения работ по периодическому обслуживанию установки; внутреннее антипарафиновое и антикоррозионное покрытие трубопроводов и измерительной емкости;
• при работе на больших дебитах с малообводнеными и пенящимися нефтями предусмотрен автоматический переход на проведение замера гидростатического давления столба жидкости после некоторой паузы, обеспечивающей полный выход пузырькового газа, и после определения уровня наполнения калиброванного объема измерительной емкости при заранее определенном времени наполнения. Таким образом в этом режиме процессы измерения дебита и плотности нефтеводяной жидкости происходят в статике при полном отсутствии пузырькового газа.
Принцип действия:
Продукция скважины по трубопроводам поступает в сепарационную емкость, в которой происходит отделение газа от жидкости и далее поступает в измерительную емкость. Отсепарированный газ под давлением сепарации направляется в сборный коллектор. При достижении уровнем жидкости нижнего датчика измерительной емкости начинается отсчет времени наполнения калиброванной части емкости и фиксируется гидростатическое давление столба жидкости в емкости, а при достижении верхнего датчика уровня отчет времени прекращается и также фиксируется гидростатическое давление столба жидкости. Система контроля и управления производит расчет дебита скважины по нефти и воде. Измерение дебита газа выполняется по принципу "Замещения объемов" при сливе жидкости из измерительной емкости. Весь процесс работы установки происходит автоматически. Среднее значения по дебиту жидкости, газа, нефти, воде передаются на верхний уровень, и хранятся в памяти контроллера.

Технические характеристики

Измеряемая среда - природный газ, попутный нефтяной газ и другие, неагрессивные к стали марки 12Х18Н10Т, газы (водяной пар, сжатый воздух, азот, кислород и т.п.) с параметрами:
- избыточное давление, МПа ......................................................... до 2,5;
- плотность при стандартных условиях, кг/м3, не менее …………… 0,6;
- содержание механических примесей, мг/м3, не более ..................... 50;
- температура, °С ............................................ от минус 40 до плюс 250.
Чувствительными элементами датчика расхода являются два пьезоэлектрические датчика давления типа 014МТ или 018, или 019 (ТУ 24.07.00.000), встроенные в корпус преобразователя датчика расхода заподлицо* с внутренней поверхностью проточной части корпуса преобразователя.
Токовый выход 4-20 мА, гальванически развязанный от остальных цепей и корпуса датчика расхода, соответствует диапазону расходов от 0 до Qэ max.
Основная относительная погрешность преобразования датчика расхода по импульсному выходу не превышает:
- в диапазоне от Qmin до 0,1Qmax ............................................... ±1,5 %;
- в диапазоне от 0,1Qmax до 0,9Qmax ......................................... ±1,0 %;
- в диапазоне от 0,9Qmax до Qmax .............................................. ±1,5 %.
Основная приведенная погрешность преобразования датчика расхода по токовому выходу в диапазоне эксплуатационных расходов не превышает ±1,5%.
Дополнительная погрешность датчика расхода от изменения температуры измеряемой среды от 20 °С до любого значения в диапазоне от 50 до 250 °С, не более ±0,065 % на каждые 10 °С изменения температуры (изменение температуры в диапазоне от минус 40 до плюс 50 °С является не влияющим фактором).

Устройство и работа

Датчик расхода работает следующим образом. Набегающий поток газа образует за телом обтекания, находящимся в проточной части датчика расхода, дорожку, характеризующуюся местными завихрениями в потоке. Частота срыва вихрей с тела обтекания пропорциональна скорости потока газа. У верхнего торца тела обтекания установлены два чувствительных элемента (пьезоэлектрические датчики давления), воспринимающие пульсации давления при срыве очередного вихря.
Плата преобразования датчика расхода осуществляет усиление, фильтрацию, масштабирование сигналов с пьезоэлектрических датчиков давления и обеспечивает на выходе последовательность импульсов с нормированной ценой 0,0001; 0,001 или 0,01 м3/имп. (в соответствии с типоразмером датчика расхода). Подключение датчика расхода осуществляется посредством клеммной колодки.
Эксплуатационные ограничения

Датчик расхода допускает эксплуатацию при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С и влажности до 95 % при температуре 35 °С. Устанавливается в помещении или на открытом воздухе (под навесом).
Трубопровод в месте установки датчика расхода не должен испытывать постоянно действующих вибраций, ударов, влияющих на работу датчика расхода. Допустимый уровень вибрации частой до 55 Гц и амплитудой до 0,35 мм.
ВЛАГОМЕРЫ серии ВСН

“Во многих НГДУ нефть до товарной кондиции доводится в цехах комплексной подготовки нефти. Содержание воды в нефти, поступающей в цех с промыслов, может колебаться в течение суток в широких пределах.
Добыча нефти с промыслов контролируется по количеству извлеченной из недр жидкости. По данным геологических служб и оперативным замерам влажности продукции скважин, выполняемым 2-3 раза в месяц, определяется обводненность скважин каждого промысла отдельно. Однако эти данные не отражают суточного колебания влажности нефти, добываемой промыслом.
Вместе с тем оперативный суточный промысловый учет добычи по нетто нефти особенно необходим в случаях, когда нефть с нескольких промыслов поступает в единый цех ее подготовки. Организация суточного учета добычи позволяет учитывать работу промыслов и бригад по конечному продукту (по нетто нефти), стимулирует промыслы сокращать непроизводительные расходы и себестоимость добычи нефти.
В НГДУ «Азнакаевскнефть» АО «Татнефть» продукция с трех промыслов поступает в единый цех комплексной подготовки и перекачки нефти(ЦКППН). Содержание воды в нефти с первого, второго и третьего промыслов изменяется соответственно от 89 до 95, от 3 до 25 и от 35 до 58%. Добыча по нетто нефти учитывается каждым промыслом с 1994г. с помощью автоматических поточных влагомеров сырой нефти ВСН-1 производства НПП «Нефтесервисприбор»(г.Саратов) и расходомером типа «Норд» и «Турбоквант».
Влагомеры ВСН-1 непрерывно измеряют мгновенную влажность поступающей жидкости, позволяют рассчитать среднюю влажность и количество нетто нефти за заданный интервал времени пропорционально расходу поступающей жидкости. Временной интервал снятия показаний задается производственно – технологической службой. Нетто нефти, а также брутто жидкости с каждого промысла в накопительном режиме автоматически вычисляется каждым влагомером. Показания нетто нефти за сутки снимаются операторами и заносятся в суточный рапорт добычи нефти по ЦКППН. Значения нетто нефти по каждому промыслу автоматически передаются по линии телемеханики на центральный диспетчерский пункт. . . .
. . . влагомеры ВСН-1 работают в НГДУ «Азнакаевскнефть» в режиме промыслового учета по нетто нефти 2,5 года. За этот период они подтвердили надежность работы и необходимую точность измерения.
. . . принятая методика расчета суточного поступления нетто нефти в ЦКППН по данным системы КОР-ВОЛ имеет значительную случайную погрешность. Ее можно уменьшить путем прямого измерения поступающей в ЦКППН за сутки жидкости и расчета на основе этого нетто нефти. Поэтому руководством НГДУ «Азнакаевскнефть» принято решение всю продукцию, поступающую с трех промыслов, измерять оперативным узлом учета, оснащенным расходомерами и влагомерами ВСН-1.“
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 4/1998,«Организация промыслового учета добычи нетто нефти с использованием влагомеров ВСН-1», Р.Н.Файзуллин, Ф.М. Закиев (НГДУ «Азнакаевскнефть»), И.Ф.Алексеев, А.Г.Грачев (НПП «Нефтесервисприбор»).
Как средство измерения влагомеры ВСН сертифицированы Госстандартом РФ:
номер в Государственном реестре – 24604 - 03.
Технические решения, примененные во влагомерах ВСН, защищены патентами РФ.
Результаты измерений и вычислений представляются на матричном дисплее блока обработки влагомера. Информация о средней влажности и объеме чистой нефти, по запросу пользователя может передаваться на систему телемеханики(сухой контакт, RS485) и самопишущий прибор(4-20мА). Уставка предельной влажности может быть задана во всем диапазоне измерения влажности. Отстой свободной воды перед измерением влажности не требуется.
Основные технические характеристики Базовая модель ВСН-2-50

диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, % …..........0-100
пределы основной абсолютной погрешности,объемная
доля, % в поддиапазонах:
от 0 до 60………............................................................................ 2,4
свыше 60 до 100……………………………………………..………4,0
Модификации: ВСН-2 -50/10
диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, % …......... 0-10
пределы основной абсолютной погрешности, объемная доля, % 0,6
ВСН-2 -50/30
диапазон измерения влажности нефти, объемная доля, %.............0-30
пределы основной абсолютной погрешности, объемная доля, %....1,2
максимальное расстояние от первичного измерительного
преобразователя до блока обработки, м………………………………500
режим работы влагомер…………………………………..непрерывный
электропитание от сети переменного тока:
напряжение, В…………………………………………………от 130 до 260
частота, Гц…………………………………………………………….50 ± 2
потребляемая мощность, Вт, не более………………………………30
масса, кг, не более, первичный измерительный
преобразователь…………………………………………………………..10
блок обработки……………………………………………………………..3
исполнение измерительного преобразователя взрывозащищенное
условный проходной диаметр первичного
измерительного преобразователя, мм…………………………………...50
Параметры контролируемой среды
диапазон температур, °С………………………………….от +5 до +60


плотность, вязкость, содержание парафина, смол, солей не ограничивается
содержание свободного газа, при котором обеспечивается
заданная точность, объемная доля ,%, не более ....................... 1,0
рабочее давление, МПа, не более ...4,0
скорость потока через первичный преобразователь
влагомера, м/с, в пределах .................................... 1 - 2,5

Монтаж первичного преобразователя влагомера всн-2 50
На вертикальном учаске трубопровода.
Первичный преобразователь 4 (датчик) влагомера ВСН-2-50 устанавливается на вертикальном участке байпасной измерительной линии с условным проходным сечением Ду50. Направление потока снизу-верх. Для обеспечения потока в измерительной ветви, на основном (магистральном ) трубопроводе должна быть секущая задвижка с помощью которой обеспечивается скорость потока и однородность жидкости в измерительной ветви и две задвижки для техобслуживания, дающие возможность демонтажа датчика для чистки измерительного электрода от загрязнений и его контроля на наличие механических повреждений. Скорость потока контролируется расходомером 7 (Vлин. =1-2,5м/сек).
Для обеспечения представительности отбираемых ходовых проб при проведении градуировочных (настроечных) работ и контрольных проб при сличении показаний влагомера с результатами хим.- аналитической лаборатории в измерительной ветви рядом с датчикам устанавливается пробозаборное устройство 3 по ГОСТ 2517-85. Для контроля температуры на магистральном трубопроводе желательно наличие термометра. В целях исключения механических повреждений датчик рекомендуется устанавливать после фильтра.
Датчик желательно установить в отапливаемом блок боксе или в утеплённом шкафу.
Блок обработки устанавливается в операторной; Соединение датчика с блоком обработки проводится с использованием трехжильного кабеля (см. паспорт). Все электрические расключения желательно проводить с использованием клеммных коробок (в комплект не входят);
1. Фильтр
2. Расходомер
3. Пробозаборное устройство по ГОСТ 2517-85 4. Пробоотборный кран с пробозаборной трубкой
5. Первичный измерительный преобразователь ВСН-2-50
6.Отвод Ду50
7.З Расходомер (“Норд”, ”ТУРБОКВАНТ”, “ТОР-50”)
8. Кран для сброса свободного газа
9. Задвижка
10. Термометр


Кориолисовый расходомер

Массовый расходомер представляет для пользователя особый интерес, так как по своему принципу работы обеспечивает прямое измерение массового расхода, без предварительного замера плотности и объёма.
Принцип измерений (кориолисовы силы) не зависит от физических характеристик жидкости (вязкости, температуры, давления и электропроводимости). Данный прибор является идеальным средством для измерения расхода, плотности и дозирования нефтепродуктов, углеводородов, спиртов и тому подобных жидкостей.
Линия массовых расходомеров представлена моделью. Trio-Mass (Ду 15…150), которая выпускаются как в компактном исполнении FMC2000 , так и раздельной версии FМС1000. В случае раздельной версии вторичный преобразователь представляет собой отдельный конструктивный блок и может относиться от точки измерений на расстояние до 300 м (EEx- 120м).
Массовые кориолисовые расходомеры модели TRIO-Mass предназначены для прямого измерения массового расхода и плотности в жидкостях, в том числе с нулевой проводимостью. Типоразмеры первичных преобразователей (диаметр условного прохода): от 15 до 150 мм.
Расходомеры модели TRIO-Mass представлены как раздельной, так и компактной конструкциями.
Точность измерений:
 - расхода, в зависимости от заказа может быть 0,4%; 0,25%; 0,15% от измеренной величины;
 - плотности -1 или 5 г/л
Условия работы: стандартное исполнение предусматривает работу до 180 °С и 40 бар, специальное – до 100 бар.
Выходные сигналы: аналоговый, импульсный, дискретный. Каналы связи: RS 232/485, HART- протокол и шина PROFIBUS
Версии программного обеспечения:
 • расходомер-плотномер STANDARD
 • плотномер- концентратомер DENSI
 • дозатор FILL
Модели FCM2000 представляет собой экономичный и простой массовый расходомер, который может быть выполнен как в компактной, так и раздельной версиях. Компактный вариант позволяет снизить затраты на монтаж и кабель связи; информация о расходе считывается прямо с прибора и его монтаж не требует большого пространства.
Действие модели FCM2000 основано на кориолисовом принципе.
Конструкция расходомера имеет следующие преимущества:
  отсутствие требований по прямолинейности входного и выходного участка трубы;
  массивный жесткий внешний корпус надежно защищает от осевых и фланцевых нагрузок и вибраций трубопровода;
  широкий диапазон типоразмеров первичного преобразователя от Ду15 до Ду150;
  различные типы присоединения к трубе;
  два раздельных аналоговых выхода для текущих значений расхода и плотности, импульсный выход от счетчика расхода;
  контактные входы и выходы;
  HART протокол;
  исполнение для взрывоопасных зон: тип искрозащиты выходного сигнала может быть выбран, изменен как “i” или “e” и определяется техническими требованиями установки;
  сертифицированный по EHEGD DSP-конвертер.

Цифровой конвертер обработки сигналов (DSP)

Конвертер включает в себя цифровой микропроцессор обработки сигналов, позволяющий проводить измерения массового расхода и плотности с высокой плотностью. Сигнал от кориолисового сенсора конвертируется в цифровой сигнал без промежуточного преобразования в аналоговый.
Превосходная стабильность и надежность вместе с быстрой обработкой сигнала без промежуточных аналогово-цифровых преобразований успешно производится новой моделью DSP-конвертера.
Существенным преимуществом прибора является наличие функций самодиагностики первичного и вторичного преобразователей вкупе с абсолютной стабильностью нуля.
Данная модель особо эффективна в следующих случаях:
  необходимость измерений расхода с высокой плотностью;
  необходимость измерений плотности жидкости;
  в случае приготовления смесей из нескольких компонентов по специальному рецепту;
  жидкость не имеет электрической проводимости или с высокой вязкостью или имеет в твердые частицы; в процессах розлива-дозирования.
Принцип действия

При протекании в принудительно вибрирующей трубе потока с определенным значением массы, в поперечном сечении начинает действовать кориолисова сила, как это указано на рисунке ниже
Величина изгиба трубы, вызванная действием этой силы прямо пропорционально скорости течения и измеряется оптимально позиционированным сенсором.
Трубки-сенсоры первичного преобразователя постоянно вибрируют с частотой, соответствующей значению резонансных колебаний системы. Данное значение является функцией геометрической формы, механических характеристик материала трубы, а также массы протекающей жидкости, что обеспечивает точное измерение плотности.