Описание работы установки УППМ
Исследуемая сырая нефть поступает на вход установки УППМ, через гибкий рукав, далее через открытую задвижку ЗКЛ на пробоотборник, где производится отбор пробы смеси для предварительного анализа состава смеси сырой нефти, нефтяного газа, % воды согласно ГОСТ 2517.
С помощью передвижной химической лаборатории, которая имеется в составе установки, определяем качественные показатели сырой нефти: % нефти, % воды, плотность нефти, плотность воды и т. д.
Далее сырая нефть поступает на сепаратор для отделения нефтяного газа от общей водо-газо-нефтяной смеси (ВГНС).
По газовому каналу, при необходимости устанавливаем калиброванный счетчик газа, отсеппарированный газ поступает в газовый отсек калиброванной емкости.
По жидкостному каналу, при необходимости, устанавливаем калиброванный счетчик жидкости, отсеппарированная жидкость (сырая нефть) поступает в жидкостной отсек калиброванной емкости.
На калиброванной емкости имеется измерительная линейка, по которой, согласно методики измерения, определяем показатели количества и качества сырой нефти.
Hа установки предусмотрено место для подключения калибровки других расходомеров, счетчиков жидкости, массомеров, в том числе массомер МасСН-ХХ-ХХ, калибровка по прилагаемым методикам измерения.
С электронных датчиков сигналы о параметрах измерения выдаются на компьютер, где после обработки и записей в архив параметры измерений выдаются на принтер для печати протоколов измерения и калибровки.
После цикла измерения сырая нефть и нефтяной газ с помощью насосов опорожняют калибровочную емкость в байпасную линию для следующего цикла измерения.
Основные конкурентные преимущества:
- Поверка и калибровка СИ и дебита скважин на местах эксплуатации;
- Высокая надежность и долговечность в связи с отсутствием всевозможных крутящихся и трущихся механических деталей в установке;
- Низкая цена по сравнению с конкурентами.
Основные технические характеристики установки УППМ
|
№ п.п. |
Наименование |
Единица |
Данные |
|
1. |
Режим работы |
|
непрерыв. |
|
2. |
Условия эксплуатации |
|
|
|
2.1. |
температура окружающей среды |
°С |
от минус (50 ± 5) |
|
2.2. |
давление окружающей среды |
мм.рт.ст. |
от 680 до 770 |
|
2.3. |
относительная влажность |
% |
от 30 до 95 |
|
3. |
Требования для питающего напряжения первичных датчиков |
|
|
|
3.1. |
номинальное постоянное напряжение |
В |
24 ± 10 % |
|
3.2. |
потребляемый ток |
мА |
не более 50 |
|
4. |
Требования для питающего напряжения электронного блока вычислений |
|
|
|
4.1. |
напряжение однофазное |
В |
230+33-22 |
|
4.2. |
частота питающего напряжения |
Гц |
50 ± 1,0 |
|
4.3. |
потребляемый ток |
А |
не более 3,5 |
|
5. |
Требования для рабочего продукта, проходящего в трубопроводе |
|
|
|
5.1. |
давление в трубопроводе |
МПа |
не более 6,3 |
|
5.2. |
рабочий диапазон температуры |
°С |
от плюс (10 ± 5) |
|
5.3. |
плотность рабочего продукта скважин |
кг/м3 |
до 2700 |
|
5.4. |
вязкость кинематическая продукта |
мм/сек2 · (сСт) |
до 650 |
|
5.5. |
газосодержание продукта скважин |
% |
от 0 до 95 |
|
5.6. |
массовая доля воды (водосодержание) |
% |
до 100 |
|
5.7. |
массовая доля мех. примесей |
% |
до 0,15 |
|
5.8. |
массовая доля парафина |
% |
до 7 |
|
5.9. |
массовая доля смол |
% |
до 7 |
|
5.10. |
массовая доля серы |
% |
до 3,5 |
|
5.11. |
концентрация хлористых солей |
% |
до 30 |
|
5.12. |
содержание сероводорода и этилметилмеркаптанов |
% |
до 0,1 |
|
6. |
Диапазон массовых расходов |
т/час |
0,3-600 |
|
7. |
Диапазон объемных расходов |
м3/час |
0,5-800 |
|
8. |
Диапазон расходов нефтяного газа |
нм3/час |
1,0-16000 |
|
9. |
Относительная погрешность измерения |
|
|
|
9.1. |
массы сырой нефти |
% |
± 0,25 |
|
9.2. |
объема сырой нефти |
% |
± 0,25 |
|
9.3. |
массы брутто нефти: |
% |
± 0,5 |
|
9.4. |
массы нетто нефти: |
% |
± 0,25 |
|
9.5. |
массовой доли воды, до 10 % |
% |
± 1,0 |
|
9.6. |
объема нефтяного газа |
% |
± 5,0 |
|
10. |
Массовая доля солей |
% |
не норм. |
