Меню Рубрики

Установка измерительная для нефти и газа

Установка измерительная нефти и нефтяного газа

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее — установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.

Скачать

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 67384-17
Наименование Установка измерительная нефти и нефтяного газа
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 005
Производитель / Заявитель

ООО «ИМС Индастриз», г.Видное

Назначение

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее — установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.

Описание

Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующем измерении массы сырой нефти и объема попутного нефтяного газа.

Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее — СРМ).

Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений с применением СРМ и результатов измерений плотности попутного нефтяного газа. Приведение измеренного объема и плотности попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки.

Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:

— прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);

— косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в СОИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;

— в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в СОИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.

Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.

Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды используются показывающие средства измерений температуры.

СОИ установки реализована на основе системы управления модульной B&R X20. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.

Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ) приведен в таблице 1

Наименование средств измерений

Регистрационный номер в в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа:

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМБ 300; F 200)

Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)

Влагомеры поточные L и F (мод. F)

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)

Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:

Датчики избыточного давления Метран-150

Манометры показывающие МПА-Кс

Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700

Система сбора и обработки информации:

Системы управления модульные B&R X20

* Опционально, при установке влагомера.

Пломбирование установок не предусмотрено.

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее — ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.

Таблица 2 — Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3 — Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды_

Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут

Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т

Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при из

массы сырой нефти без учета воды:

— при содержании объемной доли воды до 70 % включ.

— при содержании объемной доли воды от св. 70 до 95 % включ.

— при содержании объемной доли воды св. 95 %

объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

±6,0 ±15,0 устанавливается в методике измерений ±5,0

Параметры измеряемой среды:

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

Диапазон рабочего избыточного давления, МПа

Диапазон температуры рабочей среды, оС

Диапазон кинематическойвязкости нефти при +20 °С, сСт

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

Диапазон плотности нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м3

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке

Таблица 4 — Основные технические характеристики

Максимальное количество подключаемых скважин

-температура в помещениях измерительной установки С, не ниже

Параметры электрического питания:

— напряжение переменного тока, В

— частота переменного тока, Гц

Потребляемая мощность, кВ А, не более

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.

Комплектность

Таблица 5 — Комплектность поставки*

Установка, заводской номер 005

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

Руководство по эксплуатации

*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0561-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03 ноября 2016 г. Основные средства поверки:

Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/15109-16 от 12 декабря 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

источник

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра:

  • сборочные единицы;
  • сварные соединения;
  • планировку площадки;
  • правильность оформления актов гидравлических испытаний, испытаний электропроводок и сопротивления заземления;
  • кабельного журнала и акта на скрытые работы.

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах:

  1. через сепаратор на ручном режиме;
  2. через сепаратор на автоматическом управлении;
  3. через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

  • закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
  • открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
  • закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

  • закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
  • открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
  • закрыть задвижки второго ряда (19)
  • производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

  • открыть задвижку (24)
  • открыть задвижки второго ряда (19)
  • закрыть задвижки первого ряда (18)
  • установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
  • закрыть задвижку (23)
  • стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
  • установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

  • произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
  • включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ. Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.
  • поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
  • замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
  • открыть задвижки первого ряда (18)
  • открыть задвижки (28,22,23)
  • закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
  • открыть краны под манометрами.
  • задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки:

  • при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня;
  • проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики);
  • проверка герметичности наружных фланцев;
  • проверка герметичности технологического оборудования;
  • проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов;
  • средств автоматики;
  • проверка давления в сепараторе;
  • проверка предохранительного клапана;
  • проверка работы регулятора расхода и заслонки;
  • проверка фиксации каретки ПСМ;
  • слив грязи из замерного сепаратора;
  • уборка помещений от грязи;
  • один раз в три месяца;
  • проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);
  • проверка контактов реле и магнитных пускателей;
  • проверка хода рейки ПСМ;
  • проверка хода и фиксации каретки ПСМ;
  • осмотр трущихся частей регулятора расхода;
  • проверка герметичности каретки ПСМ;
  • проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С( один раз в шесть месяцев);
  • проверка датчика положения ПСМ;
  • проверка работы ПСМ;
  • проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии);
  • осмотр уплотнений средств автоматики;

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №1

источник

Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник».

ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.

Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный соосно с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

Назначение АГЗУ.

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

  • Спутник AM 40-8-400
  • Спутник AM 40-10-400
  • Спутник AM 40-14-400
  • Спутник Б 40-14-400

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см 2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м 3 /сут.

источник

Читайте также:  Установка дверных ручек в туалете